Simulering og lønnsomhetsanalyse av husbatteri for å redusere elektriske effekttopper

Abstract

Avkarbonisering og elektrifisering av energisektoren i Norge øker behovet for elektrisitet. Det er derfor planlagt store utbygginger av blant annet vind- og solkraft. Dette er uregulerbar kraft som krever at det hentes fleksibilitet andre steder i kraftsystemet. I Norge er husholdninger en av de største uutnyttede kildene til fleksibilitet. Denne oppgaven har sett på bruken av batterier til lastflytting på husholdninger, og undersøkt om det er lønnsomt fra et forbrukerperspektiv.

For å undersøke hvordan batterier kan brukes til lastflytting, og å finne lønnsomhet, ble det simulert batteribruk på forbruksdata fra syv norske boliger, der to av boligene hadde installert solcellepanel. Det ble gjennomført simuleringer av fem scenarier med forskjellige kombinasjoner av nettleie og strømprisområde. I de fire første scenariene hadde to og to scenarier samme strømpris og samme nettleiepris. Når andelen uregulerbar kraft i kraftsystemet øker, kan strømprisene endre seg. I Danmark var andelen vindkraft i energimiksen 74 % i 2021. I oppgaven er det sett på to scenarier der strømprisen er som i prisområde NO1 i Norge, og to scenarier med strømpriser fra prisområde DK2 i Danmark. Elektrifisering fører også til at strømnettet må utbygges ytterligere, og oppgaven har derfor sett på to scenarier med Elvias nettleiepriser i 2023, og to scenarier der nettleieprisene til Elvia økes med 40 % fra prisene i 2023.

I batterisimuleringen ble de høyeste timeeffektene redusert for alle husholdningene. Simuleringen flyttet forbruk fra timene med høyest strømpris, til timene med lavest strømpris. Den simulerte batteriinvesteringen ble ikke lønnsom for noen av boligene i noen av de første fire scenariene.

22-faktorielt eksperimentdesign ble brukt for å se på om nettleiedobling og endring i prisområde fører til størst økning i lønnsomhet og lastflytting. Det ble funnet at en endring fra prisområde NO1 til prisområde DK2 førte til den største økningen i lønnsomhet for batteriinvesteringen. Resultatene tyder også på at strømprisområde og nettleiepris ikke er samhandlende faktorer når det sees på årlig besparelse i energikostnader fra en batteriinvestering. Det ble bare sett på en bolig som hadde solcellepanel i hele 2022, og for denne boligene tyder resultatene på at nettleieøkning og endring i prisområde er samhandlende faktorer.

Det femte scenariet var en sensitivitetsanalyse for å finne en kombinasjon av strømprisområde og n-te dobling av nettleieprisene til Elvia fra 2023 som må til for at investeringen skal ha en positiv netto nåverdi. Sensitivitetsanalysen ble gjennomført for tre av boligene. Det ble funnet ut at kombinasjonen av strømpriser fra prisområde DK2 og en fjortendobling av nettleieprisene måtte til for å gjøre investeringen lønnsom for den ene boligen. For de to andre boligene måtte det til attendoblinger av nettleieprisene.

Resultatene tyder på at batteriinvesteringer for husholdninger ikke er lønnsomme i 2022, batterier kan være effektive i å redusere de høyeste timeeffektene og flytte forbruk etter strømpriser. Oppgaven har ikke tatt samfunnsøkonomiske vurderinger eller eventuelle støtteordinger i perspektiv.

Decarbonisation and electrification of the energy sector in Norway will increase the need for electricity. Large-scale development of wind and solar power, is therefore planned. Wind and solar power cannot be regulated, this requires flexibility elsewhere in the power system. In Norway, households are one of the largest unused sources of flexibility. This thesis has looked at the use of batteries for load shifting in households, and investigated whether it is profitable from a consumer perspective.

To find how batteries can be used for load shifting, and to find profitability, battery use was simulated on consumption data from seven Norwegian homes, two had solar panels installed. Simulations were carried out on five scenarios with different combinations of grid costs and electricity prices. In the first four scenarios, two and two scenarios had the same electricity prices and the same grid costs. When the power systems depends more on wind and solar power, electricity prices can change. In Denmark, the share of wind power in the energy mix was 74 % in 2021. Two scenarios use the electricity price from price area NO1 in Norway, and two scenarios from price area DK2 in Denmark. Electrification also means that the power grid must be expanded further, and the task has therefore looked at two scenarios with Elvia's grid costs in 2023, and two scenarios where Elvia's grid costs are increased by 40 % from the 2023-prices.

In the battery simulation, the highest hourly power peaks were reduced for all households. The simulation moved consumption from the hours with the highest electricity price to the hours with the lowest electricity price. The simulated battery investment was not profitable for any of the homes in any of the first four scenarios.

A 22 factorial experiment design was used to see if increased grid costs and a change in price range lead to the greatest increase in profitability and load shifting. It was found that a change from electricity prices from NO1 to electricity prices from DK2 led to the greatest increase in profitability for the battery investment. The results also suggest that electricity price range and grid costs are non-interacting factors when looking at annual savings in energy costs from a battery investment. Only one home out of the ones which were used in the simulations had a solar panel throughout 2022, and for this home the results suggest that grid cost increases and changes in the electricity prices are interacting factors.

The fifth scenario was a sensitivity analysis aiming to find a combination of electricity price and the nth doubling of the grid costs to Elvia from 2023 that gives makes the investment have a positive net present value. The sensitivity analysis was carried out for three homes. It was found that the combination of electricity prices from price area DK2 and a fourteenfold increase in grid costs was needed to make the investment profitable for one of the homes. For the other two homes, grid costs had to be multiplied by twenty.

The results suggest that battery investments for households are not profitable in 2022. Batteries can be effective in reducing the highest hourly effects and shifting consumption according to electricity prices. The thesis has not taken socio-economic assessments or any financial support into perspective.