EN STUDIE AV ØKONOMISK POTENSIALE FOR PV-SYS- TEM OG BATTERI I HUSSTAND FOR ULIKE NETTLEIE- STRUKTURER

Transkript

1 EN STUDIE AV ØKONOMISK POTENSIALE FOR PV-SYS- TEM OG BATTERI I HUSSTAND FOR ULIKE NETTLEIE- STRUKTURER Av Jørgen Sørgård Erdal, Ole-Morten Midtgård, Norges Teknisk-Naturvitenskapelige Universitet. Sammendrag Denne artikkelen inneholder beregninger av det økonomiske potensialet i et PV-system og/eller batteri installert i en enebolig i Trondheim for tre ulike nettleiestrukturer: (1) Energibasert, (2) tidsbasert og (3) effektbasert. Resultatene viser et betydelig potensiale for besparelser for forbruker ved installasjon av PV-system og batteri gitt en tidsbasert eller effektbasert nettleiestruktur, med henholdsvis 18% og 25% årlige besparelser. Med dagens energibaserte nettleiestruktur ville kun et batteri hatt neglisjerbar effekt på kostnadene til forbruker (0.6%), imens installasjonen av kun et PV-system ville ha kuttet 7.5% av kostnadene (tall for 2013). Resultatene viser også at utformingen av tids- eller effektbaserte nettleiestrukturer må gjøres med omhu, ettersom feil utforming kan gi uønskede virkninger i form av økt forbruk under allerede hardt belastede tidspunkter. For en effektbasert nettleiestruktur med et PV-system og batteri med optimal ladestrategi viser resultatene en økning med 50% av topplast. 1. INTRODUKSJON Installasjonen av PV-systemer i husstander har skutt fart i senere år på grunn av et økt fokus på klimaendringer så vel som reduserte kostnader knyttet til innkjøp og installasjon. Denne trenden er også synlig i Norge, som opplevde en vekst i installert effekt av solenergianlegg på over 15% i 2015 [1] og rekordstore 75% i 2016 [2]. En slik utvikling er ikke utelukkende uproblematisk, da en storstilt installasjon av solenergianlegg kan medføre negativ effektflyt i distribusjonsnettet som igjen kan føre til overspenninger [3]. Installasjonen av batterier i husholdninger med solenergianlegg er en måte å unngå disse problemene på, da batterier kan lagre overskuddsenergien som ellers ville blitt levert inn i nettet. Batteriene kan også lades fra nettet, og på denne måten flytte lasten til husholdningene til mer hensiktsmessige tidspunkter. Dette kan, med ønsket ladestrategi, bidra til å minimere kostnadene både for forbruker og nettselskap.

2 Videre vil ny teknologi som innføring av AMS-målere i husstander tillate nye nettleiestrukturer som igjen kan påvirke forbrukers adferd. For eksempel kan nettleiestrukturer basert på tid eller effekt insentivere sluttbruker til å endre adferd til det som måtte være samfunnsmessig ønskelig. Disse nettleiestrukturene vil som vil bli vist i denne oppgaven påvirke det økonomiske potensialet til batterier i husstander, samt fordelingen av belastning av nettet. 2. METODE I denne artikkelen vil historiske data for last, solinnstråling og spotpris for Trondheim for 2013 bli brukt til å beregne det økonomiske potensialet i ulike konfigurasjoner av PV-system, batteri, ladestrategi og nettleiestrukturer. På denne måten presenterer artikkelen en casestudie, og gir en indikasjon på hvilke besparelser forbrukeren ville ha oppnådd. I tillegg vil resultater for maksimal og minimal belastning av nettet studeres kort. Alle data er timesverdier og beregninger har blitt gjort i MATLAB. 2.1 Modellering av husstand Husstanden ble modellert som en tapsfri samleskinne som skissert i Figur 1. Lasten og PV-produksjonen er uelastisk, noe som betyr at effekten trukket fra nettet er en funksjon av effekten inn i batteriet (en frihetsgrad). Dette betyr at kostnaden til forbruker også blir en funksjon av effekten inn i batteriet, som igjen bestemmes av batteriladestrategien. Figur 1: Definisjon av effektretninger i husstand.

3 PP gggggggg = PP llllllll PP PPPP + PP bbbbbb 2.2 Beregning av kostnad for forbruker Kostnaden for forbruker er bestemt av effekten trukket fra nettet. I denne oppgaven vil forbruker måtte betale nettleie for energi trukket fra nettet, men hvis forbrukeren mater energi inn i nettet vil forbruker kun bli betalt spotpris for den gitte timen multiplisert med energi matet inn. Dette er i likhet med hvordan plusskundeordningen fungerer i dag [4]. 2.3 Beregning av PV-produksjon Beregning av PV-produksjon blir gjort med følgende formel [5]: PP PPPP = PP nnnnnn ηη ssssss GG TT GG TT,SSSSSS 1 + αα TT TT cccccccc TT cccccccc,ssssss hvor PP nnnnnn er nominell installert effekt (her satt til 5,2 kw), ηη ssssss er systemvirkningsgraden (her satt til 77%, som gjengitt i [6]), GG TT er solinnstrålingen, αα TT er temperaturkoeffisienten (her satt til -0,43%/K), TT cccccccc er celletemperaturen, SSSSSS står for Standard Test Conditions. Celletemperaturen er en funksjon av solinnstrålingen og omgivelsestemperaturen [6]: NNNNNNNN 20 TT cccccccc = TT aaaaaa + 0.8kWm -2 GG TT hvor TT aaaaaa er omgivelstemperaturen, og NNNNNNNN er normal operating cell temperature (her satt til 47 ). 2.4 Ladestrategier To ladestrategier ble definert for å se på effekten av ulike strategier: (1) Suboptimal og (2) optimal. Den suboptimale strategien lader batteriet kun på overskuddseffekt fra solenergianlegget gitt at det er plass igjen og lader ut så lenge det er energi igjen i batteriet. Den optimale ladestrategien kan bli beregnet ved hjelp av dynamisk programmering [7]. Dette krever at nettleiestruktur samt alle timesverdier for last, PV-produksjon og spotpris er kjent. Kostnad knyttet til batteridegradasjon er ikke tatt med i beregningene i denne artikkelen.

4 2.5 Nettleiestrukturer Tre nettleiestrukturer ble definert: (1) Energibasert, (2) tidsbasert og (3) effektbasert. Den energibaserte er en forenklet utgave av hva man benytter i norske husstander i dag, hvor man betaler en fast pris per kwh uavhengig av når energien blir trukket fra nettet og hvor mye. I tillegg betaler man et årlig fastledd, uavhengig av hvor mye man forbruker. Den tidsbaserte er utformet slik at forbrukeren opplever halverte priser på natten (time 23-5) og doble priser under timer med høy belastning av nettet (time 9-11 og 17-19), relativt til normalverdi 0,4 NOK/kWh. I helgene er prisen satt konstant lik normalverdi for alle timer. Figur 2: Illustrasjon av tidsbasert nettleiestruktur. Den effektbaserte nettleiestrukturen tar ikke hensyn til når effekten trekkes fra nettet, men hvor mye som trekkes. En slik struktur har som mål å insentivere forbrukeren til å flate ut sitt forbruk, og da spesielt for å unngå høye effekttopper. I denne oppgaven vil en struktur som vist i Figur 3 bli benyttet, hvor nettleien øker med 0,2 NOK/kWh per 2 kw økning i effekt opp til 10 kw, for så å forbli lik 1 NOK/kWh for effekt større enn 10 kw.

5 Figur 3: Illustrasjon av effektbasert nettleiestruktur. 3. DATA 3.1 Last Lastdata for en enebolig i Trondheim for 2013 ble gitt av TrønderEnergi, og nøkkeltall er gitt i Tabell 1. Tabell 1: Nøkkeltall for lastdata for enebolig i Trondheim i Årlig forbruk Gjennomsnitt Maksimum Minimum kwh 4,64 kwh/h 13,8 kwh 0,6 kwh 3.2 Solinnstråling og temperatur Data for solinnstråling og omgivelsestemperatur ble lastet ned fra LMT s målestasjon på Skjetlein [8]. Solinnstrålingen blir målt i global horisontal irradiance (GHI), og daglige gjennomsnittsverdier for 2013 er gjengitt i Figur 4.

6 Figur 4: Gjennomsnittlig solinnstråling på Skjetlein for 2013 [8]. 3.3 Spotpris og nettleie Timesverdier for spotpris ble lastet ned fra Nord Pool Spot sine nettsider [9]. I denne oppgaven ble day-ahead spotpris brukt i alle beregninger. Gjennomsnittlig nettleie er tilgjengelig på NVEs nettsider [10], og tall for 2013 er listet opp i Tabell 2. Tabell 2: Gjennomsnittlig nettleie for Trondheim i 2013 [10]. Energiledd 0,368 NOK/kWh Fastledd NOK 4. RESULTATER Absolutte årlige kostnader for forbruker er listet opp i Tabell 3. Resultatene for det økonomiske potensialet målt i prosentvise besparelser relativt til basecase (uten solenergianlegg og batteri) er illustrert i Figur 5, gruppert etter de tre nettleiestrukturene langs x-aksen. Resultater for maksimal og minimal last er listet opp i Tabell 4.

7 Figur 5: Resultater for relative besparelser gruppert etter nettleiestruktur. Tabell 3: Absolutte årlige kostnader for forbruker. Alle tall oppgitt i NOK. PV Batteri Energibasert Tidsbasert Effektbasert Ja Ja Suboptimal Ja Optimal Optimal Tabell 4: Maksimal / minimal last for ulike konfigurasjoner og nettleiestrukturer. Alle tall oppgitt i kwh. PV Batteri Energibasert Tidsbasert Effektbasert ,8 / 0,6 Ja - 13,8 / -1,73 Ja Suboptimal 13,8 / 0 Ja Optimal 15,4 / -2,0 17,8 / -0,1 20,8 / -7,0 - Optimal 15,7 / -0,2 17,8 / -0,1 20,8 / -0,5 5. KONKLUSJON Resultatene viser at det økonomiske potensialet ved å installere PVsystemer og batterier i husstander er sterkt avhengig av nettleiestrukturen. For konfigurasjonene med batteri er det også tydelig at utforming av ladestrategi også vil være avgjørende for lønnsomheten. De viktigste resultatene fra denne oppgaven er som følger (alle tall er relativt til basecase; uten PV-system og batteri):

8 Det økonomiske potensialet i PV-systemet er tilnærmet uavhengig av nettleiestruktur, med årlige besparelser mellom 7.5% og 9%. Med dagens energibaserte nettleiestruktur er det liten gevinst i å installere et batteri i tillegg til et PV-system. Imens installasjonen av et PV-system ville gitt 7.5% lavere kostnader, ville implementasjonen av både et PV-system og et batteri med optimal ladestrategi gitt 8.2%. Med en tidsbasert nettleiestruktur så øker det økonomiske potensialet i et batteri betraktelig, og resultatene viser at en konfigurasjon med et PV-system og et batteri med optimal ladestrategi vil kunne oppnå 18% lavere kostnader. Dette skyldes batteriets evne til å flytte last fra timer med høy nettleie til timer med lav nettleie. Med en effektbasert nettleiestruktur så ser vi det største økonomiske potensialet i installasjonen av PV-system og batteri med optimal ladestrategi, med hele 25.3% lavere kostnader. Resultatene for denne konfigurasjonen viser også en betydelig utflating av effektuttaket fra nettet, noe som kan være av interesse for nettselskaper. I tilfellet med en effektbasert nettleiestruktur så er det et vesentlig økonomisk potensiale i installasjonen av batteri også uten et PVsystem. Resultatene viser at en optimal ladestrategi har potensiale for å redusere kostnadene med hele 17.1%. Feil utformingen av nettleiestrukturer kan medføre økt belastning på nettet, både i form av positiv og negativ effektflyt. Resultatene viser en økning av maksimal last på hele 50% ved en dårlig utformet effektbasert nettleiestruktur kombinert med et batteri med optimal ladestrategi. Dette skyldes mest sannsynlig at den effektbaserte nettleien ikke fortsatte å øke etter passerte 10 kw, men forble 1 NOK/kWh. En bedre løsning hadde vært en lineært økende nettleie for eksempel 0,1x NOK/kWh hvor x er forbruket i det gitte tidsrommet. Et PV-system kombinert med et batteri med optimal ladestrategi under en effektbasert nettleiestruktur kan medføre en veldig høy negativ effektflyt, her beregnet til -7 kwh/h. Dette kan bety at man bør innføre lovpålagte begrensinger for negativ effektflyt, eller kostnader for negativ effektflyt over en viss grense. Forfatteren ønsker avslutningsvis å rette en spesiell takk til Andrea Dahl Viggen ved TrønderEnergi for hennes hjelp med å tilby data, samt doktorgradsstipendiatene Salman Zaferanlouei og Iromi Ranaweera ved NTNU for deres rause deling av faglig kompetanse.

9 6. REFERANSER [1] IEA, «Snapshot of global photovoltaic markets: 2015,» [2] Norsk Solenergiforening, «Statistikk,» [Internett]. Available: [Funnet 27. mars 2017]. [3] R. Luthander, D. Lingfors, J. Wid, J. Widen og J. Munkhammar, «Preventing overvoltage in a distribution grid with large penetration of photovoltaic power,» [4] NVE, «Plusskunder,» [Internett]. Available: [Funnet 6. oktober 2016]. [5] K. M. I. U. Ranaweera, «Techno-Economic Optimum Sizing of Hybrid Renewable Energy System,» [6] G. M. Masters, Renewable and efficient electric power systems, John Wiley & Sons, [7] Y. Levron, J. M. Guerrero og Y. Beck, «Optimal power flow in microgrids with energy storage,» IEEE Transactions on Power Systems, [8] Landbruksmeteorologisk Tjeneste, «Skjetlein,» [Internett]. Available: [Funnet 26. september 2016]. [9] Nord Pool Spot, «Historical Market Data,» [Internett]. Available: [Funnet 25. september 2016]. [10] NVE, «Nettleiestatistikk for husholdninger,» 23. februar [Internett]. Available: [Funnet 20. november 2016]. [11] NVE v/ Tonje Merete Andresen og Velaug Amalie Mook, «Høring om tariffer for uttak i distribusjonsnettet,» 2015.