Energy Security Scenarios in the Baltic States

Karl Sjöblom

Master of Science Thesis KTH School of Industrial Engineering and Management

Energy Technology EGI-2016-010MSC

Division of Energy Systems Analysis

SE-100 44 STOCKHOLM

Master of Science Thesis EGI-2016-010MSC

Energy security scenarios in the Baltic states

Karl Sjöblom

Approved

Examiner

Mark Howells Supervisor

Constantinos Taliotis

Commissioner

Contact person

Abstract

The Baltic  region  is  facing a  large‐scale  transformation of  its  electricity  supply  system. The current 

generation system consists of large fossil fuel based power plants that need to be replaced with more 

environmental friendly generation types. Therefore, a thorough analysis of the future electricity supply 

system  is necessary  to avoid shortages and ensure  the security of supply. Not only does  the Baltic 

electricity  systems  contribute  to  a  large  amount  of  carbon  emission,  but  is  also  struggling with  a 

regional deficit of electricity and  is  therefore forced to  import electricity  from Russia. The  installed 

capacity is not enough to cover the domestic and regional demand.  

Four scenarios have been compared and analyzed in order to find possible ways to improve the energy 

security. The first scenario was a plain  least‐cost scenario, the second scenario  included a target of 

renewable electricity production of 100% by 2050, the third scenario included a target of zero carbon 

emissions  by  2050  and  the  fourth  scenario  included  the  construction  of  a  nuclear  power  plant  in 

Visagina,  Lithuania  by  2022.  The  results  from  these  scenarios  detected  several  possible  directives, 

which would both improve the energy security and the Baltic region would obtain o more sustainable 

electricity generation system. These results indicated that if Lithuania initiated the plans of a nuclear 

power  plant  this  would  heavily  decrease  the  Baltic  region’s  dependence  on  imported  electricity. 

However, large investments must be made in the renewable electricity production industry in to secure 

the phase out process of the large fossil fuel based power plants.  

These actions are  the most effective way  to  improve  the security of electricity  supply  in  the Baltic 

region. Still there are more research areas related to the same problems that has to be investigated. 

To obtain a holistic overview of the energy system other sectors must be included. Both the transport 

and heat sector contribute to large amount of carbon emissions due to the dependence on fossil fuels. 

Further investigation in this area would be to include these sectors in the analysis.  

 

 

Keywords: OSeMOSYS, energy security, Baltic region, long‐term scenario planning, carbon reduction  

   

Preface

This project is the final step of my five years here at the Royal Institute of Technology, KTH. After finishing my bachelor’s degree in energy and environment  I  started  the  master’s  programme  sustainable  energy engineering  with  focus  on  power  generation  and  energy  systems analysis and this is the thesis project that sums up all these years. First of all I would like to thank my supervisor Constantinos Taliotis for all great feedback and support. This valuable feedback has given me the guidance and directions I needed to achieve the goals. I would also like to thank the department of Energy System Analysis at KTH. This project has given me a great insight in the system perspectives of the energy analysis and how to find improvements using these methods.   Finally, I would like to send a warm thank you to my family and friends for the support during these months!  Stockholm, January, 2016  Karl Sjöblom 

  

Table of Contents 

1  Introduction ............................................................................................................................. 1 

1.1  Energy situation in the Baltic countries ................................................................................... 1 

1.2  Aims and objectives ................................................................................................................. 4 

1.3  Literature and data collection review ..................................................................................... 4 

2  Methods ................................................................................................................................... 4 

2.1  Scenarios ................................................................................................................................. 5 

2.2  Modeling software program ................................................................................................... 5 

2.3  Model assumptions and inputs ............................................................................................... 7 

2.3.1  Demand profile .................................................................................................................... 7 

2.3.2  Fuel .................................................................................................................................... 10 

2.3.3  Reference electricity system ............................................................................................. 11 

2.3.4  Technology ........................................................................................................................ 14 

2.3.5  CO2 Emissions .................................................................................................................... 16 

3  Results ................................................................................................................................... 17 

3.1  Scenario 1 – least cost ........................................................................................................... 17 

3.2  Scenario 2 – 100% renewable electricity production by 2050 .............................................. 23 

3.3  Scenario 3 – Zero carbon emissions by 2050 ........................................................................ 29 

3.4  Scenario 4 – construction of a nuclear power plant in Lithuania .......................................... 35 

4  Discussion .............................................................................................................................. 43 

4.1  Scenario 1 .............................................................................................................................. 43 

4.2  Scenario 2 .............................................................................................................................. 45 

4.3  Scenario 3 .............................................................................................................................. 46 

4.4  Scenario 4 .............................................................................................................................. 47 

5  Conclusion .............................................................................................................................. 49 

5.1   Future investigations and research ....................................................................................... 50 

Bibliography .................................................................................................................................. 51 

Appendix 1 .................................................................................................................................... 52 

1

1 Introduction

  The Baltic region states, Estonia, Latvia and Lithuania became sovereign on 6th of September 1991 after almost half a century of Soviet occupation. Traces from that period can still be found in several places including the electricity supply system. Even though it  is more than 20 years since the Baltic countries,  together with  the Soviet Union declared  their  independence  the electricity  transmission infrastructure is heavily integrated with today’s Russian network. The electric grid is still synchronized with  Belarus  and  Western  Russia  in  the  so  called  BRELL  transmission  network.  This  means  that frequency regulations and load/generation control is in the hand of foreign operators (BALTSO, 2006). The integration of the Baltic electric grid with the European grid is a continuous project. During the past ten years several  interconnection  links with the Nordic countries have been  implemented and there are more to come. The first interconnection line, Estlink together with Nordbalt and LitPol are three larger interconnection projects with the aim of integrating the two separate grids (NTI, 2015).   

  These matters together with the fact that the region depends heavily on import of electricity show the importance of an analysis of the security of electricity supply in the region. However, the Baltics is not the only region dependent on import of energy. According to the European Commission more than 50% of the EU energy supply is imported, which clearly points out a lack of energy security not only in the Baltic but also in the whole European Union (Eurostat, 2015). Therefore, a numerous of policy plans and  incentives  have  been  implemented  by  the  European  Commission  in  order  to  increase  energy security and to avoid energy shortages, conflicts or other matters that follows lack of energy. If the Baltic countries aim for a more  independent and self‐controlled electricity supply structure actions must be done within a clear frame of united goals.  

1.1 Energy situation in the Baltic countries

  As mentioned above the Baltic region is heavily dependent on electricity import and has been so for the past 5 years, due to the transformation of the Lithuanian electricity supply caused by the shutdown of nuclear power. However, what is important to mention is the situation is different in all three states. In figure 1 the net electricity import is presented. In table 1 and table 2 the detailed electricity import and export flows are presented for the reader to see from which country the electricity comes from.  

Figure 1: Net electricity import of the three Baltic countries from 2000-2012 

Table 1: Annual electricity export from the neighboring countries

Exporter:  ESTONIA   LATVIA  LITHUANIA 

‐100

‐75

‐50

‐25

0

25

50

75

100

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012

[TWh]

Estonia

Latvia

Lithuania

2

[GWh]  [GWh]  [GWh] 

Importer:  Finland  Latvia  Russia  Estonia  Lithuania  Russia  Latvia  Belarus  Russia 

2010  1 967  2 695  285  38  3 055  8  234  402  1 549 

2011  1 657  2 633  696  26  2 734  0  443  747  155 

2012  385  3 364  1 150  13  3 231  1  293  1 022  128 

2013  476  3 535  1 971  23  3 626  1  89  893  146 

2014  44  3 804  2 682  5  3 017  1  244  535  118 

 

Table 2: Annual electricity import from the neighboring countries

Importer:  ESTONIA  [GWh] 

LATVIA [GWh] 

LITHUANIA [GWh] 

Exporter:  Finland  Latvia  Russia  Estonia  Lithuania  Russia  Latvia  Belarus  Russia 

2010  246  38  1 459  2 695  234  1 044  3 055  4 488  634 

2011  480  26  1 011  2 633  443  934  2 734  2 916  2 436 

2012  1 511  13  1 114  3 364  293  1 280  3 231  2 230  2 603 

2013  1 534  23  879  3 535  89  1 382  3 626  2 335  2 112 

2014  3 522  5  185  3 804  244  1 290  3 017  3 356  2 147 

 

 Estonia has due  to  its  great domestic oil‐shale  resources been a  consistent net  exporter.  This  has played an important role of the economic development and has also been a large contribution to the growing gross domestic product (Sousa & Fedec, 2015). When it comes to import Estonia has shifted from Russian electricity to a larger import of Finish electricity, which can be seen in table 1 and table 2.  This is because a second interconnection link between Estonia and Finland, Estlink 2, was in place 2014. Estlink 1 have a capacity of 350 MW and was  installed 2006 and  is now complemented with Estlink 2 which has a capacity of 650 MW.    In Latvia and Lithuania the situation is different and by viewing figure 1 it is easy to see how the situation has changed. Latvia has during the past 15 years been net electricity importers, mainly from Russia and Estonia (ENTSOE, 2015). Due to lack of reliable primary energy sources they have been forced to import large shares of its domestic electricity supply. The situation  in Lithuania has changed dramatically  the past 15 years. From being a consistent net exporter Lithuania  is now a major net  importer. A milestone of  this development occurred  in 2009 when Lithuania was forced to shut down its nuclear power plant in Ignalina due to its low standard. This was necessary in order for Lithuania to be accepted as a member of the European Union (World Nuclear Association, 2015). The consequences that followed were an increase of the import demand, which pushed Lithuania even further away from safe and independent electricity supply. The shutdown of the Ignalina power plant affected the whole region, which can be seen in Figure 1, where the import increased significantly by 2010. Lithuania is now heavily dependent on import from Russia, Belarus and Latvia, which can be seen in table 2.  

  Even though Estonia is a consistent net exporter of electricity they have to prepare for a larger change in  its  production  technology  system. Oil‐shale  fired  power plants  contribute  to  almost  90% of  the annual  electricity  production,  which  causes  large  amounts  of  carbon  emissions.  Therefore,  large investments must be done to increase its small renewable share to a more decent level. Latvia has by far  the  highest  share  of  renewable  energy  in  its  domestic  production.  Due  to  its  investments  in hydropower the average renewable share stands for over 55%. Lithuania on the other hand has an average renewable share of 30%. Partly because of its hydropower but also an amount of wind power worth mentioned. Both Latvia and Lithuania will in the future struggle with both their dependence of import but also their large share of electricity produced in natural gas‐fired power plants. In table 3 the electricity generation mix of 2012 in each country is presented:     

3

Table 3: Electricity generation mix of 2012

  Estonia  Latvia  Lithuania 

  [TWh]  [%]  [TWh]  [%]  [TWh]  [%] 

Fossil fuels  10,5  87,6  2,1  38,7  3,1  64,8 

Biofuels  1,0  8,4  0,2  4,2  0,2  4,5 

Other renewables  0,5  4,0  3,0  57,1  1,5  30,7 

Total production  12,0  100  5,3  100  4,8  100 

Net Imports  ‐2,2    1,7    6,6   

Final el. demand  9,7    7,0    11,4   

 

Table 4: Installed capacity in 2010 and 2015

  Estonia  Latvia  Lithuania 

[MW]  2010   2015  2010  2015  2010  2015 

Oil‐shale  1 787  1 787  0  0  0  0 

Natural gas  188  438  865  865  2 520  2 520 

Biofuels  83  101  16  88  45  120 

Wind  149  301  30  68  163  288 

Hydro  7,5  7,5  1 553  1 579  877  1 102 

Nuclear  0  0  0  0  0  0 

 

Fossil fuels stand for most of the installed capacity together with hydropower in Latvia and Lithuania. The  installed  capacity  of  2010  and  2015  is  presented  in  table  4  and  it  proves  the  Baltic  regions dependence on fossil fuels. Oil shale capacity in Estonia and natural gas‐fired capacity in Latvia and in Lithuania are  important facts and clearly gives an  idea of the situation  in those countries. All  three countries have also experienced an economic growth since the separation from the Soviet Union with a, except during the financial crises of 2008, growing gross domestic product. In table 5 the economic forecasts  are  presented  and  they  are  positive  which  means  that  the  future  looks  bright  and  the economies will continue to grow (Sousa & Fedec, 2015). Even though the annual growth rate is slowly decreasing the total GDP will follow the trend presented in table 5 (Sousa & Fedec, 2015).  

Table 5: Gross domestic product forecast

  2015 [Billion USD]  

2020 [Billion USD] 

2030 [Billion USD] 

2050 [Billion USD] 

Estonia  25,9  30,9  39,2  55,7 

Latvia  31,9  37,9  47,8  67,5 

Lithuania  48,2  58,4  75,6  110 

In order to increase the security of supply a thorough analysis of the energy situation must be done. Important  system  components  like  infrastructure,  access  to  necessary  primary  resources,  regional political stability are a few parameters that affect the energy security. Another important parameter is  the  cost  of  energy.  Even  though  future  energy  policy  planning will  focus mainly  on  low‐carbon alternatives that can replace today’s dependence on fossil fuel alternatives, the economic costs must 

4

be taken into account. Future predictions of investment cost, operating and maintenance cost, and the cost of fuel must be included in the policy plans to create a more reliable electricity system.  

1.2 Aims and objectives

  The aim of this project is to create and compare long‐term scenarios of the electricity supply in each of  the  three  Baltic  countries  and  use  these  comparisons  to  find  improvements  of  the  security  of electricity  supply. This  is done using optimization software program OSeMOSYS.  In order  to create these scenarios several matters must be taken into account to obtain more reliable scenario plans and ease the comparison process. Important aspects that need to be analyzed include the current situation of  installed  capacity,  domestic  production,  import  of  fuels  and/or  electricity,  and  other  potential generation technologies that could replace existing technologies. Other important aspects are existing, and  future  cross‐border  transmission  infrastructure  links,  relevant  European Union  legislation  and domestic energy policy plans,  as well  as  cost projections of new  investments,  fuel  extractions and imports, operating and maintenance. When comparing the four scenarios the following criteria will be used to perform the analysis. They are based on the International Energy Agency definition of a secure energy supply (Tanaka, 2009): 

Diversification of generation technologies 

Access to natural resources used for fuel extraction 

Amount of imported electricity and from which country the electricity is imported 

Environmental aspects  

 

1.3 Literature and data collection review 

In this project the data is collected from well‐known sources to ensure that the results are as reliable as possible. Most of the data is collected from sites connected to the European Union (EU), European Commission  (EC)  and  the  International  Energy  Agency  (IEA).  The  electricity  demand  forecast  is collected from a publication created by the EC. It is a publication of the energy situation in Europe and compares a business‐as‐usual  scenario with a  reference scenario based on  the EU  targets of 2020. Since  the  EU  targets  are  binding  for  all member  states,  the demand projections  are  based on  the reference  scenario.  Data  related  to  load  demands  are  collected  from  European  network  of transmission system operators of electricity (ENTSOE).  

Cost  projections  are  mainly  based  on  an  IEA  program  called  Energy  technology  systems  analysis program (ETSAP).  In the section of energy supply technologies a great collection of publications for different  generation,  transmission  and  distribution  technologies  can  be  found.  Additional  cost projection data was collected from the IEA publication World Energy Outlook of 2014. One technology that did not appear  in either of the two publication databases was the oil‐shale power plant costs, capital,  O&M  and  fuel  costs.  In  this  project  the  projections  of  these  costs  are  based  on  a  study conducted 2005 by the European academics science advisory council (EASAC).  

2 Methods

  In  order  to  achieve  the  project  goals  of  comparing  several  scenarios  a well‐structured method  is necessary. Therefore, a few steps have to be taken and in chapter 2 a detailed explanation of the model development is presented in three sub‐chapters. Chapter 2.1 describes the scenarios with focus on the 

5

link between the chosen scenario and current energy policy plans, economic projections etc. Chapter 2.2 describes the optimization software program OSeMOSYS, a brief description of its mathematical content and why it is preferred instead of other similar software programs. Chapter 2.3 deals with the data input and other assumptions.  

 

2.1 Scenarios

  A detailed presentation of the chosen scenarios is vital and necessary to obtain a clear picture of what is expected from the results. In this chapter the different scenarios are presented with both a short summary of the goal and also with an explanation of why the scenario is important. In scenario 2, 3 and 4 all three countries must fulfill their share to the binding EU target of 2020. This includes a 20% decrease of its carbon emissions compared to 1990. The target also consists of an individual renewable share in the electricity generation mix, where the Estonian target is set to 25%, Latvian is set to 40% and the Lithuanian is set to 23%.      

Scenario  1:  A  plain  least‐cost  scenario.  This  scenario  will  only  take  into  account economic  aspects  and  current  cost projections  and present  the most  economically competitive  scenario.  It  is  necessary  to  investigate  how  the  electricity  system will evolve over time if neither policy plans nor targets are implemented, and the future electricity generation systems will completely depend on the net present value of the different technologies.  

Scenario 2: 100% renewables by 2050. By 2050 all three countries must transform their electricity generation system into 100% renewables. A milestone target is set to 2030 of at least 50% renewable energy. This scenario is important in order to find a possible strategy to transform the current system into a complete renewable electricity system. The renewable energy has large potential to grow and this scenario might help policy planners with the share structure of the generation mix since the net present value differs among the generation types.   

Scenario 3: Zero carbon emission by 2050. By 2050 all three countries must produce all their electricity from renewable energy sources. This scenario is important to show an alternative carbon reduction scenario to scenario 2. With a goal of a total carbon reductions other none carbon emitting sources might be an option. Nuclear power is one example and nuclear potential have been discussed between the countries.  

Scenario 4: The construction of a nuclear power plant in Visagina, Lithuania, with the start‐up  year  of  2022.  Policy  makers  are  currently  investigating  the  possibility  to construct  a nuclear power plant  in  Lithuania and  this  is why  this  scenario must be included. This construction will change the energy mix a lot and will affect both the net import of the Baltic region and the net import of each of the three countries. It is therefore necessary to investigate.  

 

2.2 Modeling software program

In order to perform the simulations and create the different scenarios OSeMOSYS is used. OSeMOSYS is short for Open Source Energy Modeling System and is developed to solve problems within the area of medium‐  and  long‐term  scenario  planning  (Howells,  o.a.,  2011).  These  scenarios  can  deal  with installed capacity planning as well as planning of energy supply and is applicable in a multi‐sector use, which  makes  it  useful  for  many  different  actors  (Howells,  An  Introduction  to  OSeMOSYS,  2013). 

6

OSeMOSYS has the advantage of that it is easy to understand the software and the so called “learning‐curve”  is  considered  low  (Howells,  o.a.,  2011).  A  brief  summary  of  the  structure  of  the  software program is that  it  is constructed with a block‐structure of 7 blocks. Each block represents so‐called functionalities, which together will contribute to the model. The functionalities are objectives, costs, capacity adequacy, energy balance, constraints, storage and emissions.  

The  objective  block  of  OSeMOSYS  is  to  use  a  built‐in  discount  rate  together  with  cost projections of fuels and technologies, and calculate the lowest net present value (NPV) of the most cost effective structure of the energy supply system (Howells, 2013).  

The block of costs relates to the cost of the different technologies, where several costs like capital cost, O&M costs, and fuel costs are implemented. The current costs together with cost projections in each year during the chosen time period is vital in order to obtain the optimized model results (Howells, 2013). 

The block of capacity adequacy deals with issues of having enough installed capacity to cover the different demands in each time slice and each year. If the installed capacity does not cover each time slice or year no results will be obtained and the model will collapse (Howells, 2013).   

The block of energy balance is there to ensure that during each time slice and year there are a production and a supply of fuel to cover the demand. It is not enough to only have enough capacity if there isn’t enough fuel. The fuel input must meet the demand in each time slice and year (Howells, 2013). 

The block of constraints is there to implement different limits that might be used for several occasions. It is there to set a maximum and/or a minimum limit for both capacity and activity related problems. By implementing these limits it is ensured that the model becomes more realistic and it also simplifies the possibility to create scenarios based on for example emission reduction, renewable energy generation, and implementation of a specific capacity or activity (Howells, 2013).  

The block of storage represents any possible reserve margins in the initial state (Howells, An Introduction to OSeMOSYS, 2013). 

The block of emissions is there to analyze and implement environmental aspects into to model. Each technology has a certain emission activity ratio which denotes how much emission that has been polluted per generated unit of energy (Howells, 2013).  

There are two interfaces and one extra third way to use OSeMOSYS configuration for the optimization process.  LEAP,  ANSWER,  and  the  possibility  to  write  your  own  code  using  Notepad  and  do  the optimization in the Microsoft Windows typing commander Command Prompt. In this project ANSWER is used for the optimization process. The advantage of using the ANSWER interface is that there is a possibility to apply for almost all energy sectors and not only the electricity system. Even though this project only take into account the electricity supply system, there is now a possibility to expand this project and add the heat and transport sectors which would give an even more detailed analysis of the security of energy supply. ANSWER is also a very easy managed software program where the user can start right away with the modeling and don’t have to worry about a tricky learning process (Howells, 2013).  

 

7

2.3 Model assumptions and inputs

  In this section the assumptions and inputs of the model are presented. The sub‐chapter describes every detailed model input necessary to create the model. It is of major importance to be well oriented about the energy situation before the actual modeling begins. A clear picture of the energy system is therefore necessary to avoid uncertainties and to be better prepared for the modeling process.  

2.3.1 Demand profile

2009 the European Commission released a document with percentage forecast of the final electricity demand. By  viewing  table 6 with  the demand projections and  table 7 with  the annual percentage change we can see that there will be a continuing demand growth in all three countries (Capros, Tasios, Mantzos, De Vita, & Kouvaritakis, 2009). The percentage values are used in this project as a frame of the future Baltic electricity demand system. In order to present scenarios of the future electricity mix it is first necessary to view the demand predictions. As written above, the demand curve will continue to grow and the growth is presented with values in table 6 and the annual percentage change in table 7.  

Table 6: Final electricity demand projections 2010-2050

  2010  [PJ/TWh] 

2020  [PJ/TWh] 

2030  [PJ/TWh] 

2050‐  [PJ/TWh] 

Estonia  24,9/6,9  29,9/8,3  34,7/9,6  46,7/12,9 

Latvia  22,4/6,2  27,6/7,7  30,8/8,5  38,3/10,6 

Lithuania  30,0/8,3  39,9/11,0  44,5/12,4  55,4/15,4 

Table 7: Annual percentage change of the final electricity demand

  2010‐2020 [annual % change] 

2020‐2030 [annual % change] 

2030‐2050 [annual % change] 

2050‐ [annual % change] 

Estonia  2,2  1,5  1,2  1,2 

Latvia  2,4  1,5  1,5  1,5 

Lithuania  2,3  0,7  0,7  0,7 

 

To obtain a more accurate picture of a country profile it is also of major importance to investigate at what hours the demand occurs and during what hours the different electricity generation technologies are capable of producing electricity. Certain electricity production technologies are time dependent, which means that they can only produce electricity at certain hours of the day. This analyze is necessary to avoid shortages at peak demand states.  

Since the electricity demand varies between seasons it is necessary to divide one year into so‐called time slices. An annual electricity demand curve  shows  that  the demand  is much higher during  the winter period than the summer period. To calculate the time slices one must first create an annual demand curve to be able to see how the load varies over the year. Since the climate conditions are basically the same in the whole region one assumption is that the Estonian hourly electricity demand is  proportional  to  the whole  region.  Therefore,  the  Estonian  demand  curve  is  used  for  the whole project. Data for the demand curve is collected from the European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSOE) and the reference year is 2014 (ENTSOE, 2015). 

8

Figure 2: Average annual electricity demand in Estonia 2014

  The blue vertical  lines  in Figure 2 represent the season breaks. Season 1 range from December to March, season 2 ranges from April to May, season 3 ranges from June to September and finally season 4 ranges from October to November. This gives us the following seasons and number of days in every season:  

 

Table 8: Number of days in every season

  Season 1  Season 2  Season 3  Season 4 Months  Dec‐Mar  April‐May  June‐Sept  Oct‐Nov 

Days  31+31+28+31=121  30+31=61  30+31+31+30=122  30+31=61 

  It is not enough to only take into account at what time of year the demand occur. It is also necessary to analyze the load on a daily basis. Since the daily load changes over the year depending on the season three daily demand curves, one from January, one from June and one from October, are compared to find the most accurate representing daily load. The different load curves represent the Estonian load since the load is similar  in all  three countries and therefor the results will be the same. These load curves provides us a more detailed picture of when the power is needed.  

 

400

600

800

1000

1200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

(MW)

Month

9

 

Figure 3: Electricity demand curves of two days in January, June and October

From figure 3 it is now possible to split the days into sub‐sections where the hourly load is similar to one another. The first part ranges between 01‐07 A.M., the second part ranges from 08 A.M. to 6 P.M., the third part ranges from 07 P.M. to 09 P.M. and the fourth part ranges from 10 P.M. to 12 P.M. This gives us the following part of the day values:   

 

Table 9: Number of hours in each part of the day

  Day Part 1  Day part 2  Day Part 3  Day Part 4 

Time  01:00‐07:00  08:00‐18:00  19:00‐21:00  22:00‐24:00 

Hours  7  11  3  3 

By multiplying the number of hours  in the specific part of the day with the number of days  in that specific season and divide that number with the total amount of hours  in one year (8 760 hrs.) we obtain the value of that specific Time slice. This is described in the following equation:  

10

∗

Table 10: Time slices for each season and part

  

Day Part 1 01:00‐07:00 

Day part 2 08:00‐18:00 

Day Part 3 19:00‐21:00 

Day Part 4 22:00‐24:00 

Season 1 (Dec‐Mar)  0,097  0,152  0,041  0,041 

Season 2 (Apr‐May)  0,049  0,077  0,021  0,021 

Season 3 (Jun‐Set)  0,098  0,153  0,042  0,042 

Season 4 (Oct‐Nov)  0,049  0,077  0,021  0,021 

 

Next  step  is  to  calculate  the  specified  demand  profile  and  the  calculations  are  very  simple.  The specified demand profile is necessary to include in the model in order to determine at during what time slice the demand load occur. By only  include the total annual demand would give  incomplete results since the load varies between the seasons and hours of the day. That is why a specified demand profile must be calculated since it takes into account each time slice. The formula can be seen below and the results are presented in table 11:  

Table 11: Specified demand profile

  

Day Part 1 01:00‐07:00 

Day part 2 08:00‐18:00 

Day Part 3 19:00‐21:00 

Day Part 4 22:00‐24:00 

Season 1 (Dec‐Mar)  0,070  0,147  0,039  0,032 

Season 2 (Apr‐May)  0,056  0,120  0,031  0,027 

Season 3 (Jun‐Sep)  0,050  0,111  0,028  0,024 

Season 4 (Oct‐Nov)  0,063  0,137  0,036  0,029 

2.3.2 Fuel

The fuel section denotes the energy carriers at every stage in the reference energy system, before and after every  technology.  In  this project  fuel occurs  in  four different  shapes;  primary  fuel,  electricity before and after transmission losses and final electricity demand. In table 12 the different primary fuel types are presented. Estonia stands out with their large oil‐shale resources. Other than that biofuels and natural gas are used in all three countries.  

Table 12: Primary fuel used for electricity production

  Oil‐shale  Natural gas  Biofuels  Uranium 

Estonia  X  X  X  ‐ 

Latvia  ‐  X  X  ‐ 

Lithuania  ‐  X  X  ‐ 

11

2.3.3 Reference electricity system

A reference energy system as in figure 4, 5 and 6 shows the energy flow and transformation within a country or region from import or extraction of a natural resource all the way to the final electricity demand.  The  boxes  represent  technologies  such  as  import  technologies,  extraction  technologies, transformation  technologies  and  transmission/distribution  technologies  and  they  all  represent  a transformation  or  a  transportation  of  a  fuel.  The  brown  boxes  represent  all  existing  technologies except  the  green  boxes, which  represents  the  existing  renewable  power  plants.  The  yellow  boxes represent  import  technologies and  the purple boxes  represent potential  technologies.  The vertical lines are the different fuels within the system and primary fuels are the state before the power plants transform the fuels into electricity, secondary is the electricity without any transmission losses, tertiary is the electricity without any losses in the distribution network and the final electricity demand is the amount of electricity to cover the consumption within the region.  

 

Figure 4: Estonian reference electricity system 

Figure 4 shows the Estonian electricity supply system and a vast majority of the Estonian electricity supply are produced from oil‐shale fired power plants. Except the environmental concerns with carbon dioxide emissions, the oil‐shale fired power plants have played an important role in the development of the Estonian electricity system. During the past 20 years the net  import of electricity have been negative, which means that they export more than they import (Capros, Tasios, Mantzos, De Vita, & Kouvaritakis, 2009). Estonia is a consistent net exporter. During the past 25 years Estonia have been able  to  produce more  than  the  domestic  demand which  have  lead  to  a  continous  export  to  their neighbor  countries  mainly  Latvia  and  Russia,  which  can  be  seen  in  tabel  1  .  The  oil‐shale  power generation  accounts  for  over  90  %  of  the  total  production.  Other  sources  worth  mentioned  are biomass and an increasing on‐shore wind power industry. However, by today they have only a minor share of hydropower in the electricity mix and the possibility of expanding the hydro is considered low (Eesti, 2015).  

12

The installed capacity is around 2.9 GW and the largest power plants are located in the Narva region close to the Russian border due to the closeness of the oil‐shale findings. The more environmental friendly renewable alternatives are not that wide spread. The hydropower projections say that it will not expand, but remain its capacity level of 7.5 MW. The share of wind power is higher and acounts for  300 MW.  Future  important  power  plant  projects worth mention  is  the  oil‐shale/biomass  fired power plants  in Auvere. The start‐up date  is set to  late 2015 and with a total capacity of 300 MW. Currently there are no existing plans of construct a nuclear power plant. Several discussionens and policy plans have been made but that has not lead to any serious actions (NTI, 2015). Due to Lithuania’s further plans of building a nuclear power plant in Visagina Estonias nuclear discussions and plans have been put on hold. However, discussions have been made regarding Estonia’s and Latvia’s participation of the investment in Ignalina. By today no serious actions have been made and both Estonia and Latvia are waiting for a response from Lithuania (WNA, 2015).  

The  Estonian  government  have  implemented  one  incentive  programme  to  stimulate  the  use  and production of electricity from renewable energy sources and that is the premium tariff. But the future of that incentive programme is uncutrain since the government have said that they want to some how change  the  form of  it.  The  reason  is  said  to  be  that  Estonia  is  predicting  that  they will  reach  the renewable targets and switch the focus to another subsidy programme (Pilvik, 2014).  

Figure 5: Latvian reference electricity system

Figure 5 shows the Latvian electricity supply system and it varies a bit compared to the Estonian. Even though  the  reference energy  system  shows  that  there  are  similarities  the  generation mix  says  the opposite. The renewable share (see table 3) has during the past years contributed to over 50% of the total  electricity  production  and  the  reason  for  that  is  Latvia’s  large  hydropower  investments.  This together with a tiny portion of wind power and biofuels has made the Latvian electricity generation much more environmental friendly than the Estonian. However Latvia still needs to deal with its large share of natural gas‐fired power plants, both because of the environmental concerns but also political aspects since all of the natural gas is imported from Russia and Latvia have no domestic natural gas resources.  The  amount  of  installed  capacity  is  basically  the  same  as  in  Estonia,  around  3  GW. 

13

Hydropower plants stands for around half of the installed capacity and there are currently three large‐scale power plants.  All constructed in the Daugava River which flows from the Baltic sea, through Riga and all the way down to the Belarusian border. Besides the hydropower plants there are around 1.2 GW natural gas‐fired power plants.   Most of them in the areas around Riga except one plant placed in Liepaja by the Baltic Sea. There are also around 180 MW of other renewables, mostly wind and biofuels. There are two important incentive programmes  to  stimulate  renewable  electricity  production  in  the  Latvian  Electricity  Market  Law (Upatniece, 2014). One of the programmes is a feed‐in‐tariff  incentive, which stimulates renewable energy by supporting renewable technologies with subsidies that are based on, the kWh cost of each technology. The feed‐in‐tariff programme ended in 2010 but will start once again in 2016 (Upatniece, 2014).  The  other  incentive  programme  is  net metering which  is  implemented  only  for  small‐scale producers  and  gives  the  producers  the  possibility  to  pay  the  net  cost  of  electricity,  which  is  the difference  between  the  electricity  gained  from  the  national  or  regional  grid  and  the  electricity produced and sent back to the grid (Upatniece, 2014).   

Figure 6: Lithuanian reference electricity system

Figure 6 shows the Lithuanian electricity supply system and it looks similar to the Latvian one but is far more  dependent  on  import.  The  natural  gas‐fired  power  plants  accounts  for  60‐65%  of  the  total domestic production and this together with an electricity import of over 50% of the annual electricity demand has set Lithuania in a bad place. Not only do they import a lot of electricity from Belarus and Russia,  but  are  also  forced  to  import  natural  gas  since  Lithuania  has  none  domestic  natural  gas resources. Lithuania has therefore by far the weakest electricity supply system and actions need to be taken in order to increase the security of supply. The renewable share of the domestic production is around 35% with a large portion of hydropower and tiny shares of wind, biofuels and utility‐scale solar PV. The installed capacity is 4.5 GW where 2.7 GW is natural gas‐fired power plants, 1 GW of hydro, 300 MW of wind, 70 MW of solar PV and around 80 MW of biofuels, mostly biomass. Most of the natural gas‐fired power plants are  located near the towns of Kaunas and the capital, Vilnius  in the Southeast parts of Lithuania and the larger hydropower plants are located in the Neman River.  

14

 Two  important  projects  to  increase  the  energy  security  are  the  cross‐border  transmission  links  to Sweden and Poland.  The  link  to  Sweden, Nordbalt,  is  a 400 km  long  submarine plus 50  km above ground HVDC cable with a capacity of 700 MW and with a commissioning date some day during 2016 (Litgrid, 2014). The other link, LitPol, is connected to Poland and is a 163 km long above ground HVDC cable with a capacity of 500 MW. A commissioning date is set to late 2015‐early 2016 (LitPol, 2014). These cables will decrease the dependence on Russian and Belarusian electricity. There are also four important subsidy programmes to stimulate the renewables; feed‐in‐tariff, loan from climate funds to stimulate  climate  neutral  technologies,  tax  reduction  on  electricity  from  renewable  sources  and subsidies.   

2.3.4 Technology

In  the  model  a  technology  represents  all  transformations,  transports,  distributions,  imports  and extractions of the different fuels. Biofuels, natural gas, hydro, wind and utility‐scale solar PV plants are currently being used for power generation. However, nuclear power plants and small‐scale solar PV plants have potential to grow in that region and will therefore be a part of the model.  Both Estonia and Lithuania have discussed the possibilities of constructing a nuclear power plants. The Estonian nuclear plans are currently paused but the Lithuanian plans are still in question (WNA, 2015). Table 13‐20 shows the data for each technology with current cost and cost projections up to 2050.   

 

Table 13: Information and projections of biofuel-fired power plant and fuel costs

Biofuels 1  Unit  2010   2020   2030   2050  

Availability factor   %  93   ‐  ‐  ‐ 

Capacity factor  %  91  ‐  ‐  ‐ 

Capital cost  2010 $/kW  3 750   3 100  2 750  2 160 

Efficiency  %  32  35  38  40 

Fixed cost 2  2010 $/kW  64,5  53,3  47,3  37,1 

Extraction cost 3  2010 $/GJ  1,11  1,09  1,09  1,07 1 – Values of biofuel power plants, except the fixed and extraction costs are collected from ETSAP database (Lako, IEA ETSAP, 2010) 2 – Values of the fixed cost are collected from Electricity market module (EIA, U.S. Energy Information Administration, 2010) 3 – Values of the extraction cost are collected from IRENA publication RPGC in 2014 (IRENA, 2015) 

 

Table 14: Information and projections of natural gas-fired power plant and fuel costs

Natural gas 1  Unit  2010   2020   2030   2050  

Availability factor   %  92   ‐  ‐  ‐ 

Capacity factor  %  60  ‐  ‐  ‐ 

Capital cost  2010 $/kW  1 100   1 000  900  700 

Efficiency  %  53  55  58  63 

Fixed cost  2010 $/kW  44  40  36  28 

Extraction cost  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ 

Fuel import cost 2  2013 $/GJ  10  10,5  11,5  12,6 1 – Values of natural gas power plants, except fuel import cost, are collected from ETSAP database (Seebregts, 2010) 2 – Values of the fuel import cost are collected from IEA publication World energy outlook 2014 (Hoeven, 2014)   

Table 15: Information and projections of oil-shale-fired power plant and fuel costs

Oil‐shale 1  Unit  2010   2020   2030   2050  

15

Availability factor   %  92   ‐  ‐  ‐ 

Capacity factor  %  75  ‐  ‐  ‐ 

Capital cost  2010 $/kW  1 370   1 233  1096  822 

Efficiency  %  47  48  50  52 

Fixed cost 2  2010 $/kW  60  49,3  43,8  32,9 

Extraction cost   2013 $/GJ  1,2  1,2  1,2  1,2 1 – Values of oil‐shale power plants, fixed cost, are collected from European Academic Science Advisory Council 2005 with a discount rate of 5% (Francu, Harvie, Laenen, Siirde, & Veiderma, 2007) 2 – Values of the fixed cost are collected from the Department of mechanical engineering, Jordan (Jaber, 2005) 

Table 16: Information and projections of nuclear power plant and fuel costs

Nuclear 1  Unit  2010   2020   2030   2050  

Availability factor   %  95   ‐  ‐  ‐ 

Capacity factor  %  85  ‐  ‐  ‐ 

Capital cost  2010 $/kW  4 600   4 350  4 250  4 000 

Efficiency  %  36  36  37  37 

Fixed cost  2010 $/kW  115  109  106  101 

Fuel import cost  2010 $/GJ  2,11  2,11  2,11  2,11 1 – Values of nuclear power plants, except fuel cost, is collected from IEA publication ETP 2012 (Diczfalusy, 2012) 2 – Values of the fuel cost is collected from U.S. Nuclear Energy Institute (NEI, 2015) Table 17: Information and projections of hydropower plants

Hydro 1  Unit  2010   2020   2030   2050  

Availability factor   %  100   ‐  ‐  ‐ 

Capacity factor (Est)  %  52,5  ‐  ‐  ‐ 

Capacity factor (Lat)  %  26,6  ‐  ‐  ‐ 

Capacity factor (Lit)  %  13,5  ‐  ‐  ‐ 

Capital cost  2010 $/kW  4 500   4 000  3 600  3 000 

Fixed cost  2010 $/kW  90  80  72  60 1 – Values of hydropower plants are collected from ETSAP database (Lako, ETSAP, 2010) 

  

Table 18: Information and projections of on-shore wind power plants

Wind  Unit  2010   2020   2030   2050  

Availability factor   %  100   ‐  ‐  ‐ 

Capacity factor (Est)  %  24,2       

Capacity factor (Lat)  %  24,9       

Capacity factor (Lit)  %  26,4       

Capital cost  2010 $/kW  1 800   1 600  1 550  1 500 

Fixed cost  2010 $/kW  36  32  31  30 1 – Values of wind power plants are collected from IEA publication ETP 2012 (Diczfalusy, 2012)  

 The capacity factor of hydro and wind power varies depending on in which of the three countries we are focusing on and is based on installed capacity, produced electricity and the time measured in hours. Since the amount of produced electricity varies over the year every time slice has separate values of the capacity factor. The value in the Hydro and Wind tables (table 17 and 18) above are annual average values based on the years 2011, 2012 and 2013 and is calculated using the following equation:   

∗  

16

  

Table 19: Information and projections of solar PV utility-scale power plants

Solar PV Utility 1  Unit  2010   2020   2030   2050  

Availability factor   %  100   ‐  ‐  ‐ 

Capacity factor  %  19  20  20,5  21 

Capital cost  2010 $/kW  4 000   1 880  1440  1 050 

Fixed cost  2010 $/kW  40  19  14  11 1 – Values of solar PV utility power plants are collected from IEA publication ETP 2012 (Diczfalusy, 2012)  

Table 20: Information and projections of small-scale solar PV power plants

Solar PV Rooftop 1  Unit  2010   2020   2030   2050  

Availability factor   %  100   ‐  ‐  ‐ 

Capacity factor  %  17  18  19  20 

Capital cost  2010 $/kW  4 000   2 300  1 750  1 300 

Fixed cost  2010 $/kW  49  23  18  13 1 – Values of solar PV utility power plants are collected from IEA publication ETP 2012 (Diczfalusy, 2012) 

 

 

2.3.5 CO2 Emissions

To be able to compare the emission activity between the four scenarios data about how much carbon dioxide emissions per energy unit is produced must be inserted in the fuel extraction and fuel import technologies. The emission factor determines how many kilograms of carbon are produced for every produced GJ of electricity. In table 21 the emission factors are presented and what is worth noticing is the fact that oil‐shale emits almost twice as much carbon compared to natural gas.  

Table 21: CO2 Fuel Emission factors

  Emission factor 

[Mton CO2/PJ] 

Emission factor 

[mol CO2/MJ] 

Emission factor 

[kg CO2/MMBtu] 

Natural gas 1  0,0503  ‐  53,06 

Oil‐shale 2  0,1056  2,4  ‐ 1‐ Value of natural gas emission factors is collected from EIA (EIA, 2007) 2 ‐ Values of oil‐shale emission factors is collected from EASAC (Francu, Harvie, Laenen, Siirde, & Veiderma, 2007) 

            

17

3 Results

In  this  chapter  the  results of  the  four  scenarios are presented. Each scenario  is presented with six graphs. Three graphs represent the annual electricity supply and the remaining three graphs represent the installed capacity in each of the three countries.  A detailed description of the scenarios can be found in chapter 2.1.  

 

3.1 Scenario 1 – least cost

Figure 7: Total annual electricity supply, scenario 1, Estonia

Figure 7 shows the annual electricity supply in Estonia according to the first scenario. With given cost projections the oil‐shale (in orange) will continue to play an important role. However, after 2030 there will be a significant decrease since the biofuels will be a cheaper option. During the first five years the supply  is  significantly  higher  than  the  final  electricity  demand.  That  is  because  of  Estonia’s  over‐production. Estonia is producing far more electricity than the demand due to its large oil shale capacity and resources. This electricity is exported mainly to Russia and Latvia, which can be seen in table 1 and 2. Biofuels (in green) will be tiny until 2030 and not reach annual productions above 1 TWh. After 2035 biofuels will contribute with productions up to 5,5 TWh which is almost half of the total production. The wind power (in purple) will remain at a tiny level with an annual maximum of 1,3 TWh during the whole time period and Estonia will continue to export electricity with an annual net import of around ‐0,45 TWh. Other sources worth mention are hydropower and natural gas that both remain at a tiny level and has no significant contribution to the domestic electricity supply.  

‐2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

TWh

Nuclear Solar PV Utility Biofuels

Natural gas Hydro Oil‐shale

Wind Net import Final el. demand

18

 

Figure 8: Total installed capacity, scenario 1, Estonia

 In figure 8 the installed capacity in Estonia is presented. At the beginning of the time period most of the installed capacity consists of oil shale fired power plants with a maximum of 1,8 GW. The oil‐shale capacity demand decreases while the production (see figure 7) continues to be large. The reason for that is partly because of an increasing efficiency of the plants, but also because of the over‐production that exists in Estonia. Biofuel‐fired power plants accounts for almost 100 MW until 2015 when another 300 MW is installed and this amount will remain constant until 2050. The wind power capacity varies from 300‐350 MW until 2035 when the capacity decreases due to biofuel and oil shale production domination.   The natural gas situation is a bit different here. By 2014 Estonia constructed a 250 MW natural gas‐fired power plant, which is why there is a significant share. Even though there are 250 MW installed capacity the production (see figure 7) is only around 0,25 TWh. As mentioned earlier the hydropower remains its tiny level over the time period and no new power plants are to be constructed.          

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

GW

Nuclear Solar PV Rooftop Solar PV Utility Oil‐shale

Biofuels Natural gas Hydro Wind

19

Figure 9: Total annual electricity supply, scenario 1, Latvia

 Figure 9 shows the annual electricity supply in Latvia. The hydropower continues to have an important role with basically half of the supply demand and with a maximum of 5,2 TWh during 2025‐2030. It is today an important source and might according to this scenario remain so even in the future. By 2010 the natural gas‐fired power plants produced 2,7 TWh and this production decreases slowly to around 1 TWh by 2050. Large hydropower plants and electricity import is predicted to take over that share. During 2012‐2015 Latvia is installing around 80‐90 MW biofuel‐fired power plants which leads to an annual electricity production of 1,2 TWh.   By viewing the trends of the net electricity import the situation does not look good. By 2025 the Latvian net import starts to grow and will do so for the rest of the time period and by 2050 half of the Latvian electricity supply  is  imported. Most of the imported electricity comes from Estonia, which is better than today’s dependence of Russian natural gas resources. The wind power will also remain tiny during the whole  time period  and  Latvia went  from a maximum production  of  around  0,3  TWh down  to around 0,1 TWh by 2050.           

‐2

0

2

4

6

8

10

12

14

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

TWh

Nuclear Solar PV Utility Hydro

Natural gas Wind Biofuels

Net import Final el. demand

20

Figure 10: Total installed capacity, scenario 1, Latvia

 In figure 10 the Latvian installed capacity is presented. With an installed hydropower capacity of over 1,5 GW Latvia will have no problems of reaching the European Commission renewable energy targets of 2020. It has been an important generation technology and will remain so even in the future. The amount of installed hydropower capacity will go through a minor decrease and reach levels of around 200 MW lower than today’s level of 1,5 GW. The natural gas capacity has its maximum during the years of 2014‐2017 with over 1 GW. By 2045 the capacity will be around 350 MW. These two generation types, hydro and natural gas, will continue to have the most important roles in the Latvian electricity production.  The hydropower will  be  the base of  the  Latvian electricity production  together with  a decreasing share of natural gas.  Other than that there are only tiny shares of wind and biofuels, where the installed wind power never reaches levels above 80 MW and the biofuel capacity reaches a maximum of 90 MW. What is worth mention here is the fact that the natural gas capacity decreases and accounts for 300 MW by 2050 compared to 865 MW by 2010.           

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

GW

Nuclear Solar PV Rooftop Solar PV Utility Biofuels

Natural gas Hydro Wind

21

Figure 11: Total annual electricity supply, scenario 1, Lithuania

 Figure 11 shows the Lithuanian electricity supply and it differs from both Estonia and Latvia when it comes to diversity. The domestic supply consists of shares of import, biofuels, wind, natural gas and hydropower. Lithuania has just like Latvia a large share of hydropower and with the predictions that it will remain so even in the future. The annual electricity production from hydropower reaches almost 3 TWh, which is about one fourth of the total domestic supply. The shares of wind power and biofuels are basically  at  the  same  level during  the  first 25 years at  around 1‐1,5 TWh. But by 2040 a  large increase of the biofuel production occurs while wind power actually decreases. The large increase of biofuel production is caused by a decreasing extraction price and after 2040 the net present value of biofuel‐fired  power  generation  is  considered  as  a  cheaper  option.  From  2040  to  2050  the  biofuel production increases from 2 TWh to over 7 TWh and will therefore be the most important generation type  for  the  domestic  production. Wind  power  production  decreases  from  1,5  TWh  to  0,45  TWh. Lithuania is also the only Baltic country with a share of solar PV power plants for utility scale.  

 

 

 

 

 

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

TWh

Nuclear Hydro Natural gas

Wind Biofuels Solar PV Utility

Net import LX_EL_TRANS, LX_ELTERT Final el. demand

22

Figure 12: Total installed capacity, scenario 1, Lithuania

 Figure 12 shows the installed capacity in Lithuania and it can easily be seen that natural gas‐fired power plants accounts for the largest share with over 70% of the total installed capacity. Even though the share of natural gas slowly decreases over the time period it is the most important generation type. By 2050 the natural gas share has decreased to around 20%. The hydropower capacity with a beginning value  of  877  MW  increases  to  a  maximum  of  1,25  GW  during  2015‐2035.  By  2035  the  capacity decreases to just above 1 GW. Wind power capacity never reaches levels above 290 MW and by 2050 that number is 95 MW and the Lithuanian wind power follows the same pattern as both the Estonian and Latvian wind power capacity. The installed biofuel power plants stay at levels of around 70 MW until 2035 when the capacity suddenly increases to over 500 MW. Even though it is a very tiny share the solar PV power plants for utility scale accounts for around 70 MW.   

 

 

 

 

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

GW

Nuclear Biofuels Natural gas

Hydro Solar PV Utility Wind

23

3.2 Scenario 2 – 100% renewable electricity production by 2050

Figure 13: Total annual electricity supply, scenario 2, Estonia

 In figure 13 the electricity supply  in Estonia  is shown. This graph shows the Estonian path to 100% renewable energy by 2050. The oil shale production with 9,4 TWh of produced electricity by 2010 will be phased out by 2048. After 2048 Estonia will only produce electricity from renewable energy sources. The  natural  gas  production  is  basically  not  worth  mention.  With  a  maximum  of  0,3  TWh  it  will completely  be  phased  out  before  2045.  Biofuel  and wind  power will  be  the  base  of  the  Estonian electricity  production.  The  biofuel  production  is  very  tiny  at  the  beginning  of  the  time  period  but increases  strongly  and  accounts  for  more  than  half  of  the  production  by  2050  with  a  maximum production of 7,7 TWh. The wind power production remains at a level just above 1 TWh basically all the way until 2040 when the production suddenly increases. After 2040 the production reaches levels of 5,5 TWh.   One important matter in this result is the change in net import. Estonia has due to its large oil shale resources been a consistent net exporter but it changes by year 2035. At that point the oil shale enters a major decrease, which forces Estonia to cover up the demand with imported electricity. Despite the fact that the biofuel and wind power production increases it will not be enough to cover the demand, which is why Estonia is forced to import.       

‐2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

TWh

Nuclear Biofuels Natural gas Hydro

Oil‐shale Wind Net import Final el. demand

24

 

Figure 14: Total installed capacity, scenario 2, Estonia

 Figure 14 shows the installed capacity in Estonia. The installed capacity of oil shale‐fired power plants decreases from 1,8 GW 2010 to a level of around 300‐350 MW  2035‐2040. After that point the capacity remains  at  a  constant  level  until  2050.  The  biofuel  capacity  stays  at  a  constant  level  from  2015 onwards.  Even  though  the  production  increases  (see  figure  13)  the  capacity  stays  the  same  since Estonia has capacity to produce more electricity from biofuels but oil shale were still a cheaper option. Estonia will also have relatively large shares of installed natural gas power plants compared to the tiny share of produced electricity from natural gas‐fired power plants.   During 2035‐204 when the oil shale power plants are phased out large investments are to be made in the wind power industry. Up to 2035 the installed capacity was 300 MW, but after 2035 the capacity increases strongly and reaches levels above 1,3 GW of wind power. These investments are necessary to  reach  the  scenario  target of 2050  since  the biofuel  capacity won’t be enough.  The hydropower capacity is at its maximum and Estonia is already forced to import electricity (see figure 13) to cover the demand.          

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

GW

Nuclear Solar PV Rooftop Wind Oil‐shale Natural gas Biofuels Hydro

25

 

Figure 15: Total annual electricity supply, scenario 2, Latvia

 In figure 15 the Latvian electricity supply is presented. The most important source is the hydropower since it contributes to more than half of the domestic production. It does so 2010 and it does so in 2050. During 2025‐2030 the hydropower reaches a maximum production of 5,1 TWh and is vital for the Latvian electricity production system to reach the scenario targets of 2050. The wind power will not increase to any significant levels more than 0,6 TWh but it is still an increase compared to 2010. During  the  time period of 2040‐2045  there are a  few major  changes  in  the  system. First of all  the natural  gas  production  is  phased  out  completely  by  2045  and  the  biofuel  industry  double  their electricity production to 2,3 TWh.   Unfortunately this scenario also predicts a major increase of the electricity import. The net import of electricity  is by 2050 almost 45% of the domestic electricity supply with an amount of 5,5 TWh. To reach the scenario target of 2050 Latvia increases its biofuel and wind power production together with a strong increase of imported electricity.  

‐2

0

2

4

6

8

10

12

14

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

TWh

Nuclear Solar PV Utility Hydro

Wind Biofuels Natural gas

Net import Final el. demand

26

Figure 16: Total installed capacity, scenario 2, Latvia

 In figure 16 the installed capacity in Latvia is presented and there are two generation types that have a significant role in the production system. The first one is the hydropower capacity, which by 2010 accounts for more than 60% of the total installed capacity. This percentage share remains the same and by year 2050 the capacity is just below 1,2 GW. This generation technology is important for Latvia to ensure energy security in the process of transforming the electricity system into a more sustainable mix.  The  other  important  generation  type  is  the  natural  gas‐fired  power  plants.  Even  though  it  is decreasing from 1,06 GW by 2015 to just above 300 MW by 2050. A large decrease occurs after 2040 when the natural gas capacity is reduced to about half.   Other  less used generation types are biofuels and wind power. Both of them are  important due to environmental aspects but according to these results there will be no significant extension and both wind  power  and  biofuels  capacities  will  reach  a  maximum  of  150  MW  by  2050.  What  is  worth mentioning  is  that  even  though  the  biofuel  capacity  increase  is  very  tiny  the  production  is  still increasing due to a decreasing fuel price.          

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

GW

Nuclear Solar PV Rooftop Solar PV Utility Biofuels

Wind Natural gas Hydro

27

 

Figure 17: Total annual electricity supply, scenario 2, Lithuania

 Figure  17  shows  the  electricity  supply  in  Lithuania  and  their  way  to  reach  the  renewable  energy scenario  target  of  2050.  Compared  to  Latvia  the  Lithuanian  electricity  supply  system  is  more diversified. As mentioned earlier hydropower is the most important generation type and is so even in this  scenario.  The  hydropower  plants  produce  electricity  in  the  range  of  2‐2,5  TWh  but  since  the demand increases the percentage share of hydropower in the generation mix decreases a lot by 2050 compared to 2010. Natural gas stands for almost half of the domestic electricity production by 2010 with an annual production of just above 3 TWh. This generation type is completely phased out by 2045 when other generation types take over that share and this shows that Lithuania reaches the scenario target of 2050.   The wind power production in Lithuania is far more developed than in its neighboring countries with an initial amount of 0,8 TWh by 2010 to almost 2 TWh by the end of the time period. But the most important source to replace the natural gas after 2040‐2045 is the biofuels. Until 2038‐2040 the biofuel production remain constant at 1,1 TWh. After that period the biofuel industry entered a large increase phase and by 2050 the percentage share in the domestic generation mix is above 60% with a produced amount of 7 TWh. Due to this large increase of electricity produced from biofuels Lithuania managed to slowly decrease  its dependence on  imported electricity. By 2038 half of  the domestic electricity supply was imported compared to 2010 when one fourth was imported and to 2050 when around one third was imported. At the same time both Latvia and Estonia increased their electricity import.    

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

TWh

Nuclear Hydro Wind

Natural gas Biofuels Solar PV Utility

Net import Final el. demand

28

Figure 18: Total installed capacity, scenario 2, Lithuania

 Figure 18 shows the installed capacity in Lithuania. There are two generation technologies that stand out and those are hydropower and natural gas. By viewing figure 17 hydropower capacity will remain at levels above 1 GW and therefor continue to be the most important energy source. However, the natural gas‐fired power plants will lose its position and go through a major decrease from 2,5 GW to a remaining 0,5 GW by 2050. The remaining 0,5 GW might work as back‐up capacity at peak demand states when additional capacity is needed in the process of phasing out all none‐renewable sources.  The wind power capacity will not experience any major extensions. By 2015 there are 290 MW installed wind power capacity compared to 370 MW by 2050. The biofuel on the other hand will go through a major increase and during the time period of 2040‐2050 almost 500 MW will be installed in order to phase out the natural gas. Both wind power and biofuel will play important roles in the transformation process and by viewing figure 17 the biofuel extension is vital in order to reach the scenario targets of 100% renewable electricity production of 2050.         

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

GW

Nuclear Solar PV Rooftop Biofuels Wind Natural gas Hydro

29

3.3 Scenario 3 – Zero carbon emissions by 2050

Figure 19: Total annual electricity supply, scenario 3, Estonia

 Figure 19 shows the electricity supply in Estonia according to the third scenario with the target of zero emissions by 2050 and to reach that target Estonia must phase out their electricity production from oil shale and natural gas. Both technologies are fully phased out by 2045 and by viewing figure 19 we can see  that  it  is  a major  transformation. 9,5 TWh electricity  from oil  shale and around 0,5 TWh  from natural gas by 2010 is reduced to zero by 2045. To achieve that target both biofuels and nuclear power must be increased. The biofuel production increases from 0,6 TWh by 2010, to 5 TWh by 2030, to 7,7 TWh by 2050 and will at that time contribute with the largest amount of electricity.   These results also suggest that Estonia develops a nuclear power plant. To able to phase out the large oil shale industry nuclear might be an option due to its lack of carbon emission. Nuclear together with biofuel  expansion  is  considered  as  the  best way  to  completely  reduce  all  carbon  emissions  in  the electricity production system. Additional generation technologies are the tiny portion of hydropower and wind power that with a maximum annual production of 1,2 TWh. These results also predict that Estonia must  import  electricity.  The  nuclear  and  biofuels  will  not  be  enough  to  cover  the  annual demand.       

‐2.0

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

TWh

Natural gas Biofuels Nuclear Hydro

Oil‐shale Wind Net imports Final el. demand

30

 

Figure 20: Total installed capacity, scenario 3, Estonia

 Figure 20 shows the installed capacity  in Estonia according to the results of the third scenario. The large oil shale capacity decreases from 1,8 GW by 2010 to 0,26 GW by 2040 and remains constant to 2050. During the time period 2035‐2040 there are many important changes that occur in the electricity production  system.  The  installed  wind  power  capacity  decreases  to  basically  half  the  size  from  a previous 0,27 GW to 0,13 GW, while the installed biofuel capacity actually increases. It is not a large increase but around 100 MW new biofuel capacities are installed and this helps the reduction of carbon emissions. The natural gas capacity reaches its maximum 2015 with 0,43 GW and is fully phased out by  2045  as  the  nuclear  power  capacity  enters.  The  nuclear  power  capacity  enters  the  Estonian electricity system 2035 and is necessary to cover the demand when other sources that emit carbon are forced to shut down and phased out. When it comes to hydropower Estonia have as mentioned earlier no potential to construct new hydropower plants since it is considered at its full capacity. This is why no changes in the hydropower capacity can be seen in figure 20 and current capacity of 7,5 MW will remain.          

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

GW

Wind Oil‐shale Biofuels Nuclear Natural gas Hydro

31

  

Figure 21: Total annual electricity supply, scenario 3, Latvia

 Figure  21  shows  the  electricity  supply  in  Latvia  according  to  the  results  of  the  third  scenario.  The hydropower will even in this scenario play the most important role and contribute to the largest share of  electricity with  an  annual  electricity  production  of  5  TWh  during  2025‐2030.  The  natural  gas  is completely phased out 2048 after producing with almost one fourth of the annual electricity supply from 2015 and onwards with a maximum annual production of 2,5 TWh 2015. As the natural gas‐fired electricity  production  decreases  the  biofuel  goes  the opposite way.  By  2040  the biofuel  produced electricity increases from a constant level of 1,2 TWh to 2,5 TWh by 2050.   But  the  domestic  electricity  production  is  not  enough  to  cover  the  electricity  demand.  Therefore, Lithuania  must  import  45‐50%  as  the  natural  gas  capacity  decreases.  By  2050  almost  6  TWh  of electricity is imported and this is nothing Lithuania wants to strive for. 

‐2.0

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

TWh

Wind Hydro Biofuels

Natural gas Net imports Final el. demand

32

Figure 22: Total installed capacity, scenario 3, Latvia

 In figure 22 the installed capacity in Latvia according to the results of the third scenario is presented. Latvia can heavily rely on its large hydropower capacity that covers more than half of total installed capacity. By 2040 that share increase even more and accounts for over 70%. By 2015 there are 1,54 GW hydropower capacity and even though that amount decreases to 1,2 by 2050 this will still be the most important generation type. The natural gas capacity reaches the maximum annual production 2015 with 1,08 GW and by 2040 is 0,69 GW. By 2050 only 0,315 GW of installed natural gas capacity remains  and  due  to  the  scenario  3  target  this  generation  technology  is  not  allowed  to  produce electricity after 2050. The other renewable energy alternatives, wind power and biofuels never reach any greater levels. Wind power capacity has its peak value between 2015 and 2035 with only 74 MW. Biofuel capacity remains on a constant level of 90 MW until 2040 when it slowly increases to 176 MW by 2050.            

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

GW

Nuclear Solar PV Utility Biofuels Wind Natural gas Hydro

33

Figure 23: Total annual electricity supply, scenario 3, Lithuania 

 Figure 23 shows the results of the Lithuanian electricity supply according to the third scenario. During the first 25 years the electricity supply is far more diversified compared to the time period of 2035‐2050. There is a great mix of biofuel, natural gas, hydropower, wind power and electricity imports and none of the generation type’s accounts for more than 40% of the electricity supply mix. Natural gas has the largest share and by 2010 3,3 TWh is produced in natural gas‐fired power plants. This value decreases and by 2035 1,7 TWh  is produced. The natural gas capacity  is completely phased out by 2048. Hydropower is another generation technology that contributes with large shares of electricity with a range of 2‐2,8 TWh. By 2015 1,4 TWh electricity was produced from wind power plants but by 2035 this amount decreases to 0,5 TWh by 2050.   Biofuel‐fired electricity production is the most important generation type by 2035 and onwards. Up to 2035 Lithuania had an annual electricity production from biofuels of 1,1 TWh. This increases strongly and by 2050 that amount is 8,6 TWh, which is a significant change. This is not only helping Lithuania to reduce its carbon emission but it also keeps the net import down. By 2037 7,9 TWh, which is more than half of the electricity supply is imported. Due to the large increase of the biofuel‐fired electricity production the net import decreases to 5,1 TWh by 2050.  

  

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

TWh

Biofuels Natural gas Hydro

Wind Net imports Final el. demand

34

Figure 24: Total installed capacity, scenario 3, Lithuania

 Figure 24  shows  the  results  of  the  installed  capacity  in  Lithuania based on  the  third  scenario.  The natural gas capacity goes through the largest change. From by far being the largest generation type with 2,5 GW of installed capacity to just above 1 GW by 2040 and to 0,52 GW installed capacity by 2050. At the same time the natural gas is being phased out more and more biofuel capacity is installed. By 2038 only 0,16 GW was installed compared to 2050 when that amount was 0,62 GW. Up to 2035 there was also a tiny portion of installed wind power and utility scale solar PV plants with 288 MW wind power and 70 MW of solar PV plants. By 2040 both of these two capacities was decreased. The wind power capacity was decreased to 95 MW and basically all of the solar PV capacity was phased out. 2035 will become a turning point for the installed capacity with a natural gas that is being replaced with an increasing amount of biofuel capacity.             

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

GW

Nuclear Biofuels Wind Natural gas Hydro Solar PV Utility

35

3.4 Scenario 4 – construction of a nuclear power plant in Lithuania

Figure 25: Total annual electricity supply, scenario 4, Estonia

 Figure 25 shows the results from the Estonian electricity supply according to the fourth scenario and even in this scenario will the oil shale and biofuels be the most important generation technologies. The electricity from oil shale‐fired power plants varies in the range of 5‐9,4 TWh. But what is worth mention is that during 2040‐2050 the oil shale electricity production once again increases. During 2010‐2035 the  production  decreases  and  by  2037  the  production  is  basically  reduced  to  half  the  amount compared to 2010. The electricity production from biofuels undergoes a continuous increase of the production up to 2035 with a maximum at 2037. From that year the production decreases slowly to an annual production of 5,3 by 2050.   Wind power stands  for 1,3 TWh up to 2035. From that year  the wind power electricity production decreases to a  final amount of 0,3 TWh by 2050. The natural gas‐fired electricity production never reaches any levels worth mention and between 2010 and 2045 the annual electricity production from natural  gas  never  goes  above  0,3  TWh  and  is  completely  phased  out  by  2045.  Due  to  large  scale production of electricity from both oil shale and biofuels the Estonian net import is very low. Up to 2022 Estonia  is actually exporting electricity, but after the construction of a nuclear power plant  in Lithuania by 2022 Estonia instead becomes a net importer. But as written above the net import is very low at around 0,45 TWh per year.  

‐2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

TWh

Natural gas Hydro Biofuels

Oil‐shale Wind Net imports

Final el. demand

36

Figure 26: Total installed capacity, scenario 4, Estonia

 Figure 26 shows the results of the installed capacity in Estonia according to the fourth scenario. The oil‐shale capacity decreases from an initial amount of 1,78 GW to 0,43 GW by 2038. By that year the capacity once again starts to increase to 0,67 GW by 2050. At the time that the oil shale capacity once again starts to increase the wind power does the opposite. Before 2035 Estonia will have a wind power capacity of 300 MW, but after 2035 the capacity decreases to a constant level of 100 MW. The natural gas capacity is by 2015 0,42 GW and this amount is decreased to 0,30 GW by 2040 and by 2045 the natural  gas  capacity  have  basically  been  phased  out.  The  situation  of  the  biofuel  capacity  is  a  bit different. By 2015 the capacity is the same as the natural gas, but the biofuel capacity remains constant during  the whole  time  period.  Since  the  hydropower  in  Estonia  is  considered  full  and  there  is  no potential to expand he hydropower capacity the installed capacity remains at tiny level of 7,5 MW. 

 

 

 

 

 

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

GW

Nuclear Solar PV Rooftop Solar PV Utility

Oil‐shale Wind Biofuels

Natural gas Hydro

37

 

Figure 27: Total annual electricity supply, scenario 4, Latvia

 In figure 27 the results of the Latvian electricity supply is presented. The generation mix is similar to scenarios 1, 2 and 3 with large shares of electricity produced from hydropower and natural gas‐fired power plants. Up  to 2025  there  is an  increase of electricity produced  in hydropower plants with a maximum annual production of 5,1 TWh by 2025. By 2050 that value have decreased to 4,2 TWh. The natural gas share is much higher 2010 compared to 2050. By 2010 40% of the total electricity supply came  from  natural  gas‐fired  power  plants.  This  percentage  share  decreased  to  15%  2035  with  a production of 1,4 TWh. By 2050 this share decreased even further to 8% with a production of 1 TWh. Both wind power and biofuel‐fired electricity production is very tiny, except during time periods of 2012‐2022 and 2045‐2050 when the electricity produced from biofuel increased to around 1 TWh. The wind power never reached an annual electricity production above 0,3 TWh.   Due to the construction of the nuclear power plant in Lithuania the Latvian net import of electricity increases a lot after 2022. The electricity gained from biofuels suddenly stopped by 2022 since it  is cheaper  to  import  electricity  from  Lithuania.  Between  2045  and  2050  basically  half  of  the  total electricity supply is imported.       

‐2

0

2

4

6

8

10

12

14

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

TWh

Natural gas Hydro Wind

Biofuels Net imports Final el. demand

38

 

Figure 28: Total installed capacity, scenario 4, Latvia

 Figure 28 shows the installed capacity in Latvia according to the fourth scenario and just as in scenario 1, 2 and three (see figure 10, 16 and 22) hydropower and natural gas capacities dominates the installed capacity in Latvia. Hydropower capacity with a maximum of 1,5 GW by 2015 and a minimum of 1,2 GW by 2050 contributes with the largest share of capacity. The natural gas capacity with a maximum of 1,54 by 2015 is reduced to 0,38 GW by 2042. Other generation types worth mention are biofuels and wind power. None of them reaches any larger levels. The biofuel capacity stays constant at 90 MW and the wind power capacity is at the beginning 75 MW but is by 2035 reduced to 30 MW.    

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

GW

Nuclear Solar PV Rooftop Solar PV Utility

Biofuels Wind Natural gas

Hydro

39

Figure 29: Total annual electricity supply, scenario 4, Lithuania

 Figure 29 shows the electricity supply in Lithuania according to the fourth scenario. This scenario is based on the construction of a nuclear power plant in Lithuania by 2022. The results differs a lot and as can be seen in figure 29 compared to figure 11, 17 and 23 to construction of a nuclear power plant alters basically the whole Lithuanian electricity supply system and several generation types have less importance in figure 29 compared to figure 11, 17 and 23. Biofuels, wind power and solar PV plants are  three  sources, which  only  contribute with  tiny  shares  in  the  generation mix. Wind  power  and biofuels reaches annual production amounts of around 1,4 TWh as a maximum, but other than that the percentage share is still very low. Hydropower and natural gas produces more electricity than wind and biofuels. However, only hydropower continues the production on to 2050. The natural gas‐fired electricity  production  decreases  as  the  amount  of  electricity  produced  in  the  nuclear  power  plant increases.   The construction of a nuclear power plant changes the whole system and as can be seen in figure 29 the share of nuclear electricity increases and by 2050 almost 80% of the domestic electricity supply comes from the nuclear power plant. This also leads to the fact that Lithuania goes from being a net importer to a net exporter and will therefore have the possibility to supply both Estonia and Latvia with the electricity they need to cover their domestic demand.      

‐8

‐4

0

4

8

12

16

20

24

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

TWh

Biofuels Natural gas Hydro

Solar PV Wind Nuclear

Net imports Final el. demand

40

Figure 30: Total installed capacity, scenario 4, Lithuania

 Figure 30  shows  the  results of  the  installed  capacity  in  Lithuania according  to  the  fourth  scenario. During  the  first  ten  years  the  installed  capacity  in  Lithuania  is  dominated  by  natural  gas  and hydropower plants. The hydropower capacity remains constant after 2015 at around 1,2 GW and will not be reduced. However, the natural gas‐fired power plants is heavily reduced from being the largest and most important power source with a percentage share of 70% of the total  installed capacity in Lithuania. By 2050 only 0,5 GW remains and this accounts for only 15% of the percentage share. The biofuel capacity stays constant at 80 MW and does so for the whole time period. There are also 200 MW of installed wind power capacity which together with the even tinier portion of solar PV plants is almost phased out by 2035. The wind power capacity is reduced to just above 100 MW. The nuclear power plant is the most important matter here. The scenario is based on that particular construction and as can be seen in figure 30 this has a major impact.   

 

 

 

0

1

2

3

4

5

6

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

GW

Biofuels Wind Solar PV Utility Natural gas

Hydro Nuclear Solar PV Rooftop

41

Figure 31: Total annual cost (Million US Dollar) in the Baltic region, scenario 1

Figure 32: Total annual cost (Million US Dollar) in the Baltic region, scenario 2 

0

200

400

600

800

1000

1200

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Million US Dolla

r

Investment cost

Fixed O&M cost

Fuel cost

0

200

400

600

800

1000

1200

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Million US Dolla

r

Investment cost

Fixed O&M cost

Fuel cost

42

Figure 33: Total annual cost (Million US Dollar) in the Baltic region, scenario 3

Figure 34: Total annual cost (Million US Dollar) in the Baltic countries, scenario 4

0

200

400

600

800

1000

1200

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Million US Dolla

r

Investment cost

Fixed O&M cost

Fuel cost

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Million US Dolla

r

Investment cost

Fixed O&M cost

Fuel cost

43

In  figure  31,  32,  33  and  34  the  annual  cost  according  to  each  scenario  is  presented.  Costs  of investments, O&M, and fuel are shown to obtain another perspective in the comparison analysis. In the first scenario, presented in figure 31 we can see that the costs are actually decreasing after 2015 and are by 2030 the cheapest option. Scenario 2 and 3 both remain at a constant level of around 1000 million dollar/year. The most expensive option is scenario 4 where we can see clearly that the costs increase by the time of the commission date of the nuclear power plant in Lithuania by 2022.   

4 Discussion

Four scenarios have been created and are now ready for the comparison analysis. The first scenario was a plain least‐cost scenario that only takes into account economic matters and no binding targets at all, the second scenario was based on a target of 100% domestic renewable electricity production by 2050, the third scenario was based on a target with zero carbon emissions by 2050 and the fourth scenario was based on the construction of a nuclear power plant in Visagina, Lithuania. Four major criteria was used for the comparison of the scenarios, diversification of generation technologies, access to fuels, amount of imported electricity and environmental aspects and these criteria was used to find improvements of the energy security. In table 22, 23, 24 and 25 the criteria of the four scenarios are graded in a scale from +3 to ‐3. These four tables are summarized in table 26.  

4.1 Scenario 1

By first viewing the results of the first scenario with the electricity production presented in figure 7, 9 and 11 and the installed capacity presented in figure 8, 10 and 12, what we can see here is that the generation mix still differs between the three countries. The Estonian generations mix in figure 7 shows that production could be more diversified. According to these results two major generation types will be used for the electricity production. The Latvian generation mix in figure 9 is dependent on three generation  types.  Even  though  there  are  three  major  generation  types  the  share  of  hydropower account for 65% of the domestic production. Therefore the shares of other sources must be increased in  order  to  decrease  the  Latvian  dependence  on  the  precipitation  dependent  hydropower  and  to decrease the Latvian  import of electricity to a more decent  level. The Lithuanian generation mix  in figure 11 looks better than the Estonian and Latvian from a diversification point of view. Up to 2035 four sources are used with basically equal shares, but after 2035 the large increase of the biofuel share makes it less diversified.  

The fuel supply is another important measure of the energy security within the region. In the case of Estonia basically all of the production is oil shale and a tiny share of biofuels and since Estonia have large biofuel and oil shale resources the situation is convenient. The situation is a bit different in Latvia and Lithuania. Both countries use natural gas and none of the countries have domestic natural gas resources  and  is  thereby  forced  to  import  from  Russia.  Both  the  European  Union  and  the  Baltic countries  have  stated  the  importance  of  reducing  its  dependence  on  electricity  and  electricity generation fuels from external regions.   

The net import of electricity is different in Estonia compared to Latvia and Lithuania. In figure 7 it can be  seen  that  the  Estonian  electricity  supply  is  very  balanced  and  the production  is  just  above  the demand. This means that Estonia will continue to be a net exporter with a very tiny annual export. Estonia is therefore in independent electricity producer and do not have to face issues with import. Both Latvia and Lithuania are in great need of reducing its large shares of import. The Latvian electricity import increases annually from 2025 and onwards. By viewing figure 10 with the installed capacity the best option according to this scenario would be to heavily decrease the natural gas capacity without replacing them with new capacity.  

44

Therefore the cheapest option is to import electricity. Latvia has the capability to install more biofuel capacity and this is necessary to reduce the dependence on import.  In Lithuania the share of import actually decreases after 2038. The installed capacity (see figure 12) of biofuels is increased, which leads to an increasing domestic production. This is an important step for Lithuania to take if they want to increase  their  independence.  When  both  wind  power  and  natural  gas  electricity  production  and installed  capacity  decreases  by  2038  other  sources must  cover  that  share  to  avoid  the  electricity import.     

When it comes to environmental sustainability aspects the Latvian and Lithuanian generation systems are more environmentally friendly than the Estonian one. Large hydropower plants together with a decreasing  amount  of  natural  gas makes  these  systems  almost  carbon  free.  The  only  issue  is  the imported  electricity  since  it  is  hard  to  say  from which  country  the  electricity  is  imported.  This  is regulated  by  the  varying  price  of  electricity.  From  an  environmental  point  of  view  the  Estonian generation mix is the worst and large investments need to be done to reduce its dependence on carbon emitting oil shale power plants.  

This least‐cost scenario consists of both pros and cons, which are quantitatively described in table 22 from a scale of three minus to three plus. The positive points here are the biofuel expansion in both Estonia  and  Lithuania,  which  diversifies  the  Estonian  generation  mix  a  bit  and  transforms  the Lithuanian generation mix into a less carbon intensive and a less fuel import dependent system. By also comparing the three generation mixes of 2010 with 2050 it is easy to see that the mix of 2050 is far more environmental friendly. Another positive point here is the fuel import is heavily decreased due to the large natural gas power generation have been replaced with biofuels, which is a domestic natural resource. According to this scenario the diversification of the generation mixes are the only criteria that are good enough and receives a grade of +6, which can be seen in table 22.  

The negative points are net electricity imports, access of fuels and environment aspects. Even though the Estonian biofuel share increases a lot after 2030 it is still not enough to reduce the oil shale share and during the last 15 years the oil shale share once again increases. Other sources must be invested in to diversify and transform the generation mix to a more sustainable system. Due to Latvia’s and Lithuania’s reduction of natural gas the Baltic region is also forced to import large amount of electricity. Estonia has a balanced demand‐supply system but both Latvia and Lithuania are forced to import. The Lithuanian biofuel expansion by 2040 reduces the import a bit but far more actions need to be taken in order to reach a more balanced system. Both Latvia and Lithuania have a potential to invest in their wind power industry and according to these results the wind power share will continue to be very tiny. The total grade of the environmental aspects is +1, access to fuels is ‐1 and import of electricity is ‐3. This is far from okay and is caused by the large fossil fuel plants and their phase out process in Latvia and  in  Lithuania  is  not  large enough and  this  scenario does not  represent  a  sustainable electricity supply. 

Table 22: The four criteria graded from +3 to -3 in scenario 1

  Estonia  Latvia  Lithuania  Total 

Diversification  +  ++  +++  +6 

Access to fuels  +++  ‐‐  ‐‐  ‐1 

Import of el.  +++  ‐‐‐  ‐‐‐  ‐3 

Environment  ‐‐  +  ++  +1 

 

 

45

4.2 Scenario 2

By viewing the results of the second scenario on the account of diversification the situation in Estonia is basically the same as in scenario 1, which can be seen in figure 13. During the first years there is only one larger generation type. As the wind power and biofuels expand there are three, which are reduced to two when the oil shale is phased out until 2045. The situation in Latvia, presented in figure 15, is basically the same as in Estonia where Latvia moves from having three large scale generation types to two  by  2045.  There  is  a  tiny  share  of  wind  power  but  it  only  reaches  about  8%  of  the  domestic production.  The  diversification  in  the  Lithuanian  generation mix  can  be  seen  in  figure  17  and  the situation here is basically the same as in the first scenario with four generation types until 2040, when the natural gas is being phased out.   

The access of  fuels will not be a problem  in  this  scenario. Both  Latvia and Lithuania are  free  from natural gas by 2045, which means that all fuel used for electricity generation in this region is extracted from domestic natural resources. However, they have to face an import of natural gas up to 2035 when the amount of natural gas phase out process begins. But since both Latvia and Lithuania can rely on other sources this will not lead to any larger problems.  

The net import of electricity situation looks very similar to scenario 1 but there are some differences related to the scenario target.  Estonia is by 2035 forced to import a tiny share of its domestic supply. The reason for that is the phase out process of the large oil shale power plants and the wind power that is supposed to cover up for the oil shale phase out is not enough to cover the annual demand. This is why Estonia is forced to import electricity. In Latvia and in Lithuania the situation is as bad as in scenario  1 where both  countries  are  heavily  dependent  on  import.  The  reason  they  are  forced  to import is their lack of installed capacity. It is not enough to produce all the electricity needed and the option of constructing new power plants is considered as a more expensive alternative. Another thing that affects the import is the new installed grid infrastructure to Poland, Finland and Sweden, which makes it easier and cheaper to import than to build new power plants. The environmental aspects of this scenario are very clear. By 2050 all of the electricity is produced from renewable energy sources, which means  that  there  are  no  emissions.  There  is  a  question mark  on  the  issue  of  the  imported electricity since origin cannot be traced.  

The positive points in the results of the second scenario are first of all the environmental aspects. By completely  transforming  the  electricity  production  system  into  100%  renewable  would  be groundbreaking and send many signals to international policy planners that this might become the first renewable  electricity  production  region.  To  achieve  this  target  all  three  countries  must  do  large investments in the biofuel electricity industry since it by today only covers a tiny share of the electricity production. Another important aspect is the access to domestic resources used for fuel extraction and since all natural gas has been phased out this will not be an issue. However, this large biofuel expansion demands thorough planning to be able to provide the biofuel power plants with a continuous flow of fuel to avoid shortages and this large transformation will demand large amount of fuels. By viewing figure 14 we can see that the installed capacity in Estonia is far more than enough to cover the annual demand. There is still some oil shale capacity left to cover up for when the demand suddenly increases. By viewing table 23 two criteria are satisfied, diversification and environmental aspects. This is a bit different compared to the first scenario presented in table 22.  

The negative points here are first of all due to the shutdown of the oil shale industry in Estonia all three countries are forced to import electricity and if Finland, Sweden and Poland do not have enough over production the Baltic region are forced to import from Belarus or Russia. Due to the political situation between these countries this heavily reduces the security of supply. In order to transform the electricity production the three countries must invest in more capacity than according to the scenario results in figure 14, 16 and 18. Otherwise the dependence of imported electricity will increase and the security of supply is therefore not certain. There is also an issue of the access of fuel 

46

where both Latvia and Lithuania are still importing large shares. In table 23 we can see that the import of electricity and fuel access are the issues and large shares of the supply must be imported to cover up the demand.  

Table 23: The four criteria graded from +3 to -3 in scenario 2

  Estonia  Latvia  Lithuania  Total 

Diversification  +  ++  +++  +6 

Access to fuels  +++  ‐‐  ‐‐  ‐1 

Import of el.  +++  ‐‐‐  ‐‐‐  ‐3 

Environment  ++  ++  ++  +6 

4.3 Scenario 3

The third capacity with a target of zero carbon emissions by 2050 is dealing with similar problems as in the second scenario but there are some differences. Estonia is 2035 starting to produce electricity from nuclear power plants. As can be seen in figure 20 this diversifies the Estonian capacities mix with nuclear, oil shale, biofuels and wind power. However, since there is an emission target no electricity is to be produced from the oil shale power plants but the oil shale capacity might still work as back‐up capacity during peak demand states.  The Latvian and the Lithuanian looks very similar to the second scenario and in Latvia there are still only two major generation types, biofuels and hydropower. 

If  Estonia would  start  to  produce electricity  from nuclear  then  they  are  facing  another  issue  since Estonia have no domestic  fuel resources for the nuclear process and  is therefore forced to  import. Countries with large (above 5% of the global resources) uranium resources are Australia, Kazakhstan, Russia, Canada, Niger, Namibia, South Africa and Brazil and the closeness to Russia and Kazakhstan makes them possible countries to import from. Since the nuclear is predicted to be a growing share of the generation mix the fuel demand will therefore also grow. Other than that biofuels and up to 2045, oil shale, resources are as mentioned above a domestic natural resources. Both Latvia and Lithuania are producing electricity from natural gas up to 2045, which demands imported fuels. However, after 2045 the only fuel needed for the production is biofuels.  

There will be no change in the projections of the net import compared to the first and second scenario. The  Estonian  nuclear will  not  change  the  situation  and will  only  be  enough  to  cover  the  Estonian demand since the oil shale and wind power are heavily decreased. Latvia and Lithuania are still very dependent on electricity import. The phase out of the natural gas power plants will not be replaced with enough capacities to cover the demand. A large investment in the wind power industry would increase the domestic production and therefore reduce the import demand.   

The environmental aspects of the third scenario are less positive than of the second scenario. By 2050 all  fossil  fuels  have  been  replaced  with  none‐emitting  generation  types,  where  biofuels  and hydropower stands for the largest shares. The entering of the nuclear power is bit controversial from an environmental point of view and the nuclear power industry is due to the risk of a breakdown and concerns  regarding  the  fuel  extraction,  much  debated  whether  it  is  an  environmental  friendly generation type or not. Despite that debate nuclear power is still not generating any carbon emissions during the electricity generation process.  

The positive points in this scenario are mainly the environmental aspects with the fossil fuel phase out. This  transformation  is  very  important  and  must  be  done.  Whether  the  nuclear  power  counts  as environmental  friendly  or  not  can  be  discussed  but  the  reduction  of  carbon  emissions  cannot  be 

47

disregarded. Other than that this scenario reminds a  lot of the second scenario, with an  increasing amount of renewable energy sources.  

The fuel supply is not secure due to the lack of domestic fuel resources for the nuclear power plants. The issue of finding a reliable import country is very important and is necessary to ensure a safe and continuous fuel supply. The net import is still very high in both Latvia and Lithuania. Both countries don’t have enough capacities and is forced to import. A large investment in wind power is one option and would increase the domestic production and also diversify the generation mixes even further. In table 24 we can see that the two big issues are access to fuels and electricity import, which is similar to the case in scenario 2 in table 23.   

Table 24: The four criteria graded from +3 to -3 in scenario 3

  Estonia  Latvia  Lithuania  Total 

Diversification  +  ++  +++  +6 

Access to fuels  +  ‐‐  ‐‐  ‐3 

Import of el.  +++  ‐‐‐  ‐‐‐  ‐3 

Environment  +  ++  ++  +5 

 

4.4 Scenario 4

The fourth scenario consists of the construction of a nuclear power plant in Lithuania. Estonia is moving from one major generation type to two, which can be seen in figure 25. After 2035 the wind power is reduced and basically phased out, which is the wrong way to go. Even though the oil shale and biofuels are considered a cheaper generation type large wind power investments must be done. The Latvian system consists of basically two generation types, natural gas and hydropower until 2045. Figure 27 shows that up to 2045 these generation types stands for almost all the domestic production. By 2045 the biofuels expansion diversifies the mix a bit. This is a an issue that need to be taken care of and an expansion of both wind power and biofuel capacity would diversify the mix even further. As seen in figure 28 there are no predictions that Latvia will expand the wind power and biofuel capacities. The construction of a nuclear power plant changes the situation in Lithuania completely. From having a diversified  production mix with  significant  amount  of  biofuels,  natural  gas,  hydropower  and wind power the generation mix transforms into being very dependent on one source; nuclear power. After 2030 more than half of the share is nuclear and that share increases even further. Lithuania has far more installed capacity, which can be seen in figure 30. Despite the fact that there are share of both natural gas and hydropower capacities the amount of produced electricity from those sources remains low.  

There are still a significantly  large share of  imported fuel  in both Latvia and Lithuania. Estonia with their oil shale and biofuels only use domestic resources and has therefore a secure fuel supply. But Latvia  and  Lithuania with  their  dependence  on  natural  gas  and  uranium  in  the  Lithuanian  nuclear power  plant  are  dealing  with  lack  of  security  of  supply.  An  expanded  biofuel  capacity  or  other renewable alternatives would alter this security issue.  

In this scenario the net import of electricity is basically zero. Estonia is forced to import a tiny share of electricity from 2025 and onwards, but due to the construction of the Lithuanian nuclear power plant Lithuania  have  done  an  impressive  change  from  being  forced  to  import  almost  one  third  of  the domestic  demand  to  each  year  export  large  amounts  of  electricity.  This  changes  the  situation completely  in  the  region.  Latvia  is  still  forced  to  import  large  share  of  electricity  but most  of  it  is produced in Lithuania. This means that this nuclear power plant have heavily reduced the demand of imported electricity.  

48

The environmental concerns are in this scenario not that positive as in the second and third scenario. Estonia continuous to produce electricity from their oil shale power plants and the oil shale stand for more than half of the production.  The risks related to nuclear power generation together with Latvia’s and Lithuania’s natural gas shares are other points that clearly state the lack of environmental friendly alternatives.  There  are  a  few  actions  that  can  decrease  the  fossil  fuel  dependence.  Estonia  could increase their wind power production to a situation similar to scenario 2 and 3. Latvia and Lithuania have potential  to expand  their biofuels and wind power capacities. These actions would make  this scenario far more environmental friendly.  

The positive points in this scenario are mainly the total reduction of electricity import into the region. Latvia is importing from Lithuania but the net import into the region is reduced and balanced around zero. This improves the security of supply a lot. The reason why the net import of electricity decreases is the construction of the nuclear power plant in Lithuania. This gives the region a more secure and reliable generation system and focus can now be put on the renewable energy expansion to replace the existing fossil fuel‐fired power plants. The construction of the nuclear power plant would be an important step for the Baltic region to achieve a more independent electricity supply system.  

The negative points in this scenario are mainly the environmental aspects. The large share of oil shale together with natural gas in both Latvia and Lithuania makes this scenario not environmental friendly and actions need to be done in order to reduce the carbon emissions. Since the region uses a lot of nuclear and natural gas large amount of fuels are imported. This demands thorough analysis of the political situation in and with the country from which the fuel is being imported. The wind power must be  expanded  in  all  three  countries  together with  an  expansion  of  the  biofuels  in  both  Latvia  and Lithuania to make this scenario more environmental friendly. 

Table 25: The four criteria graded from +3 to -3 in scenario 4

  Estonia  Latvia  Lithuania  Total 

Diversification  +  ++  ++  +5 

Access to fuels  +++  ‐‐‐  ‐‐‐  ‐3 

Import of el.  +++  ++  +++  +8 

Environment  ‐‐  +  +  0 

   

The  positive  and  negative  points  of  the  four  scenarios  have  been  compared  in  order  to  find improvements of the security of electricity supply. The comparison clearly shows that the Baltic region is in great need of new installed capacity to reduce their dependence of imported electricity and to increase the generation types that uses domestic natural resources as fuel. These two criteria together with the environmental aspects are therefore most important. In table 26 the grading is presented and by including all four criteria we can see that scenario 4 would be the optional choice and scenario 2 would be the second best choice. A construction of a nuclear power plant would heavily decrease the net  import  of  electricity  and  is  therefore  the  best  option.  Even  though  nuclear  power  demands imported fuel it is not enough to overweight the good cause that a nuclear power plant would provide. This would provide the Baltic region with electricity at a fair cost. It is also worth mentioning that the nuclear power plant must be constructed in Lithuania and not in Estonia as in scenario 3. The reason for that is Estonia has, compared to Lithuania enough installed capacity to cover its demand, which is why Lithuania are in great need of new capacity.  

However, the environmental and fuel access concerns according to the results in scenario 4 must be investigated. The oil shale in Estonia and the natural gas in Latvia and Lithuania must be replaced with renewable  alternatives. An expanding wind power  capacity  in  all  three  countries  together with  an expanding biofuel capacity  in Latvia and Lithuania would be the best option and both  improve the 

49

access to fuel and reduce carbon emissions. The costs are another important aspect. In figure 31, 32, 33 and 34 the  investment costs,  fuel costs and O&M costs are presented  in each scenario and  it  is important to mention that the fourth scenario will be more expensive. However, the positive aspects that this scenario shows would be very important in order to improve the energy security in the Baltic region.  

Table 26: A sum up of the four scenarios

  Diversification  Access to fuels  Import of el.  Environment  Total 

Scenario 1  +6  ‐1  ‐3  +1  +3 

Scenario 2  +6  ‐1  ‐3  +6  +8 

Scenario 3  +6  ‐3  ‐3  +5  +5 

Scenario 4  +5  ‐3  +8  0  +10 

 

5 Conclusion

To be able to find improvements of the security of electricity supply in the Baltic region four possible future  scenarios  have  been  compared.  The  analysis  was  made  with  the  following  criteria; diversification of the generation types, access to fuels, electricity import and environmental aspects. The entire electricity supply system with installed capacity, demand projections, cost projections and other potential generation types have been used to create the model used to create the scenarios. These  scenarios  have  provided  results  that  could  be  used  for  policy makers  in  the  transformation process of the Baltic electricity system.  

From the results in chapter 3 several possible ways to improve the energy security in the Baltic region have been detected.  To  reduce  the dependence on  imported electricity new capacity  investments must be done particularly in Latvia and Lithuania. According to the results of the fourth scenario the optimal decision would be to continue with the plans of constructing a nuclear power plant in Visagina, Lithuania. There are discussions between the three countries about how to secure the investments since this construction would benefit not only Lithuania but the whole region. If the nuclear fuel supply is secured and a reliable country to import from is found, then this would improve the energy security in the whole region.  This would mean that one of the criteria of the analysis, electricity import, would be fulfilled. Yet there are three more criteria that affect the analysis and the electricity supply would still rely heavily on fossil fuels since the oil shale in Estonia together with the natural gas in Latvia and Lithuania contributes to large shares in the generation mixes.  

In order to phase out the fossil fuels renewable alternatives must be invested in to ensure a balance between demand and supply. All three countries have potential to invest in both wind power plants and  biofuel‐fired  power  plants  and  by  today  none  of  the  countries  have  a  significant  amount  of electricity produced from those particular sources.  The results also indicate that the cost projections of biofuel power generation will be very  competitive compared  to  for example natural gas and oil shale. By expanding the wind power and biofuel sectors the other three criteria, diversification of the generation types, access to natural resources used as fuels and the environmental aspects, would also be fulfilled. By transforming the system according to these suggestions would contribute to a major improvement of the security of electricity supply.  

 

50

5.1 Future investigations and research

This project has solely focused on the security of electricity supply. It is an important research area and the  Baltic  region  stands  upon  a  great  transformation  process  to  obtain  a  more  independent  and environmental  friendly electricity system. However,  to obtain an even more sustainable  future  this project must be expanded and include several other sectors. Energy efficiency is indirectly included since  it  affects  the  electricity  demand  projections.  Two  large  and  important  sectors  that must  be included  to  obtain  this  holistic  view  is  the  transport  and  heat  sector.  The  transport  sector  relies completely on gasoline and diesel and the heat sector relies mostly on oil and natural gas. Therefore further research is necessary to improve not only the security of electricity supply but the whole energy supply sector. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

51

Bibliography

BALTSO. (2006). BALTIC GRID 2025. Tallinn: BALTSO Development Working Group. 

Capros, P., Tasios, N., Mantzos, N., De Vita, A., & Kouvaritakis, N. (2009). EU Energy trends to 2030. 

Luxemburg: EUROPEAN COMMISSION, Directorate‐General for Energy. 

Diczfalusy, B. (2012). Energy Technology Perspectives ‐ Pathways to a Clean Energy System. Paris, 

France: IEA ‐ International Energy Agency. 

Eesti. (2015). Hydro‐energy. Retrieved November 2015, from 

https://www.energia.ee/en/taastuvenergia 

EIA. (2007, October). Retrieved November 2015, from 

http://www.eia.gov/oiaf/1605/emission_factors.html 

EIA. (2010, April). U.S. Energy Information Administration. Retrieved September 2015, from U.S. 

Energy Information Administration: http://www.eia.gov/oiaf/aeo/assumption/pdf/electricity.pdf 

ENTSOE. (2015, December). Retrieved December 2015, from https://www.entsoe.eu/db‐

query/exchange/detailed‐electricity‐exchange 

ENTSOE. (2015). European Network of Transmission System Operators for Electricity. Retrieved August 

17, 2015, from European Network of Transmission System Operators for Electricity: 

https://www.entsoe.eu/db‐query/consumption/mhlv‐a‐specific‐country‐for‐a‐specific‐month 

Eurostat. (2015, May). European Commission. Retrieved August 13, 2015, from Statistics Explained: 

http://ec.europa.eu/eurostat/statistics‐

explained/index.php/Energy_production_and_imports#Energy_security 

Francu, D. J., Harvie, D., Laenen, D., Siirde, P., & Veiderma, P. (2007, May). A study on the EU oil shale 

industry ‐ viewed in the light of the Estonian experience. Retrieved September 2015, from EASAC: 

http://www.easac.eu/fileadmin/PDF_s/reports_statements/Study.pdf 

Hoeven, M. v. (2014). World Energy Outlook 2014. Paris, France: International Energy Agency ‐ IEA. 

Howells, M. (2013, October 7‐11). An Introduction to OSeMOSYS. Retrieved December 10, 2015, from 

http://indico.ictp.it/event/a12212/session/21/contribution/13/material/0/0.pdf 

Howells, M. (2013, October 7‐11). Joint ICTP‐IAEA Advancing Modelling of Climate, Land‐use, An 

introduction to OSeMOSYS. Stockholm, Stockholm, Sweden. 

Howells, M., Rogner, H., Strachan, N., Heaps, C., Huntington, H., Kypreos, S., et al. (2011). OSeMOSYS: 

TheOpenSourceEnergyModelingSystem. Elsevier, 1. 

IRENA. (2015). Renewable power generation costs in 2014. Retrieved September 2015, from IRENA: 

http://www.irena.org/documentdownloads/publications/irena_re_power_costs_2014_report.pdf 

Jaber, J. (2005). Medium‐range planning economics of future electrical‐powergeneration options. 

Retrieved September 2015, from Elsevier: 

https://www.researchgate.net/publication/223576522_Medium‐

range_planning_economics_of_future_electrical‐power_generation_options 

52

Lako, P. (2010, May). ETSAP. Retrieved September 2015, from Energy supply technology: 

http://www.iea‐etsap.org/Energy_Technologies/Energy_Supply/Hydropower_Energy.asp 

Lako, P. (2010, May). IEA ETSAP. Retrieved September 2015, from http://www.iea‐etsap.org: 

http://www.iea‐etsap.org/Energy_Technologies/Energy_Supply.asp 

Litgrid. (2014). Litgrid. Retrieved December 10, 2015, from 

http://www.litgrid.eu/index.php?act=js/nordbalt&item=136 

LitPol. (2014). LitPol Link. Retrieved December 12, 2015, from http://www.litpol‐link.com/about‐the‐

project/summary/ 

NEI. (2015, June). Nuclear Energy Institute. Retrieved October 2015, from NEI: 

http://www.nei.org/Knowledge‐Center/Nuclear‐Statistics/Costs‐Fuel,‐Operation,‐Waste‐Disposal‐Life‐

Cycle/US‐Electricity‐Production‐Costs‐and‐Components 

NTI. (2015, November). Estonia. Retrieved December 2015, from NuclearThreat Initiative: 

http://www.nti.org/country‐profiles/estonia/ 

Pilvik, R. (2014, November 20). RES LEGAL. Retrieved December 10, 2015, from http://www.res‐

legal.eu/search‐by‐country/estonia/single/s/res‐e/t/promotion/aid/premium‐tariff‐1/lastp/123/ 

Seebregts, A. J. (2010, April). IEA ETSAP. Retrieved September 2015, from Energy supply technologies: 

http://www.iea‐etsap.org/Energy_Technologies/Energy_Supply/Gas‐Fired_Power_Plants.asp 

Sousa, A., & Fedec, A. (2015). Trading Economics. Retrieved Dec 09, 2015, from Trading Economics: 

http://www.tradingeconomics.com/estonia/gdp/forecast 

Tanaka, N. (2009). World Energy Outlook 2009. Paris: International Energy Agency (IEA). 

Upatniece, I. (2014, November 24). RES LEGAL. Retrieved December 10, 2015, from http://www.res‐

legal.eu/search‐by‐country/latvia/summary/c/latvia/s/res‐e/sum/156/lpid/155/ 

WNA. (2015, November). Nuclear Power in Lithuania. Retrieved September 2015, from World Nuclear 

Association: http://www.world‐nuclear.org/info/Country‐Profiles/Countries‐G‐N/Lithuania/ 

53

Appendix 1

Figure 35: Total annual cost (Million US Dollar) in Estonia, scenario 1

Figure 36: Total annual cost (Million US Dollar) in Latvia, scenario 1

Figure 37: Total annual cost (Million US Dollar) in Lithuania, scenario 1

0

50

100

150

200

250

300

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Investment cost

Fixed O&M cost

Fuel cost

0

50

100

150

200

250

300

350

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Investment cost

Fixed O&M cost

Fuel cost

0

100

200

300

400

500

600

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Investment cost

Fixed O&M cost

Fuel cost

54

Figure 38: Total annual cost (Million US Dollar) in Estonia, scenario 2

Figure 39: Total annual cost (Million US Dollar) in Latvia, scenario 2

Figure 40: Total annual cost (Million US Dollar) in Lithuania, scenario 2

0

50

100

150

200

250

300

350

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Investment cost

Fixed O&M cost

Fuel cost

0

50

100

150

200

250

300

350

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Investment cost

Fixed O&M cost

Fuel cost

0

100

200

300

400

500

600

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Investment cost

Fixed O&M cost

Fuel cost

55

Figure 41: Total annual cost (Million US Dollar) in Estonia, scenario 3

Figure 42: Total annual cost (Million US Dollar) in Latvia, scenario 3

Figure 43: Total annual cost (Million US Dollar) in Lithuania, scenario 3

0

50

100

150

200

250

300

350

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Investment cost

Fixed O&M cost

Fuel cost

0

50

100

150

200

250

300

350

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Investment cost

Fixed O&M cost

Fuel cost

0

100

200

300

400

500

600

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Investment cost

Fixed O&M cost

Fuel cost

56

Figure 44: Total annual cost (Million US Dollar) in Estonia, scenario 4

Figure 45: Total annual cost (Million US Dollar) in Latvia, scenario 4

Figure 46: Total annual cost (Million US Dollar) in Lithuania, scenario 4

0

50

100

150

200

250

300

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Investment cost

Fixed O&M cost

Fuel cost

0

50

100

150

200

250

300

350

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Investment cost

Fixed O&M cost

Fuel cost

0

200

400

600

800

1000

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Investment cost

Fixed O&M cost

Fuel cost