Hvordan påvirker effektbaserte nettariffer lønnsomheten for solcelleanlegg i Norge?

Abstract

Økende effektuttak gir økt behov for utbygging og vedlikehold av kraftnettet. Dette vil øke nettkostnaden i årene fremover og Norges vassdrags- og energi direktorat (NVE) planlegger å gjøre en vesentlig endring i nettariffene i Norge for å gi insentiv til å redusere effektbruken i topplasttimene i nettet. Denne masteroppgaven undersøker hvordan lønnsomheten til privat småskala solcelleanlegg påvirkes med en innføring av mer effektbaserte nettariffer. For å undersøke dette er det tatt utgangspunkt i registrert solcelleproduksjon i et 3,3 kWp solcelleanlegg på taket til Multiconsult i Oslo og elektrisitetsforbruket til en gjennomsnittshusholdning i en referanseperiode fra november 2016 til oktober 2017.

Solcelleanlegget produserte 2670 kWh i løpet av året og er 10% er overproduksjon som blir solgt tilbake til nettet. Ved innføring av de nye tariffene er Time of Use (ToU) tariffen mest lønnsom for solceller med en reduksjon i årskostnad på 3 300 kr. Dette er en 300 kr. større besparelse enn ved dagens flate tariff. Tariffene med lavest reduksjon i årskostnad på ca. 1 800 kr. er målt effekttariff med og uten sesongvariasjon. Den spesifikke energikostnaden (LCOE) estimeres til 1,70 kr/kWh og ingen av tariffene har en høy nok reduksjon til å dekke kostnadene for solcelleanlegget gjennom levetiden, selv ikke med støtte. Lønnsomheten for solceller er høyest ved innføring av ToU og lavest ved innføring av målt effekttariff. Ved dagens nettariff må avkastningskravet være lavere enn -0,2% ved 90% selvkonsum, lavere enn 0,6% for 100% selvkonsum og under 2,7% ved 100% selvkonsum og Enova-støtte.

Ved høyere nettariffnivå og økende kraftpriser vil lønnsomheten for solcelleanlegg øke for alle nettariffer. I tillegg påvirker valget av avkastningskrav lønnsomhetsanalysen. For videre forskning ville det vært relevant å analysere hvordan andre forbruksprofiler endrer resultatet og hvordan resultatene blir påvirket av at solcelleanlegget er optimalisert til å redusere effekttoppene i størst grad. Hvordan lønnsomheten endres når flere privatpersoner investerer i ett større solcelleanlegg vil være et alternativ til flere mindre solcelleanlegg som kan binde dette temaet opp i en større sammenheng, hvor kraftsystemet som helhet er i fokus.

Konklusjonen er at private småskala solcelleanlegg i Norge i dag er ulønnsomme uten støtte, selv med dagens Enova-støtte. Resultatet for hvilken nettariff som er mest lønnsom for solcelleanlegg er robust ved endringer i parametere, men for at en effektbasert nettariff skal øke lønnsomheten for solcelleanlegg må timene med høyere tariff samsvare med solcelleproduksjonen.

Consumers today have a growing demand for grid capacity and as a result grid upgrades and maintenance are necessary. This will increase grid cost and The Norwegian Water Resources and Energy Directorate (Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE)) are planning to introduce a grid tariff for the residential sector that will act as an incentive to reduce the demand for grid capacity during the hours with the highest peak load. This thesis analyses how the profitability for small scale PV systems will be influenced by a grid tariff with a demand charge element. The analysis is based on the output from a 3,3 kWp PV installation on the roof at Multiconsult in Oslo and an average household, in the period from November 2016 to October 2017. The PV-system produced 2 670 kWh during one year and 10% of the total production was sold back to the grid. When introducing new grid tariffs, the difference in the electricity bill with and without PV was highest for Time of Use (ToU) with a reduction of NOK 3 300. This is NOK 300. more than the flat tariff. Målt effekttariff with and without seasonal changes reduced the electricity bill the least with NOK 1 800. The levelized cost of energy (LCOE) for the PV-system was estimated to 1,70 kr./kWh. Neither of the tariffs had high enough savings to cover the investment cost during the PV- systems lifetime, not even with an Enova grant. ToU had the highest profitability for the PV-system, and Målt effekttariff with and without seasonal changes had the lowest. With the flat tariff we have today, the return on investment needs to be as low as -0,2% with 90% self-consumption, lower than 0,6% with 100% self-consumption and below 2,7% with Enova grants. The profitability will grow with higher grid tariffs and spot prices for all the tariffs and the choice of the level of the return of investment will influence the results. Further research should investigate how different user profiles will affect the result of this thesis, and how the PV system should be optimized to reduce peak load and also the profitability for PV systems if households invested in a larger PV system or solar park. The latter would place this research in a bigger context, with focus on the power system as a hole. The conclusion of the findings in this thesis is that small scale PV systems are not yet profitable in Norway without additional support. Even with the support from Enova and a flat grid tariff, the return on investment will have to be lower than 2,7% to make investing in PV systems profitable. The fact that the ToU is the best tariff for PV systems and Målt effekttariff the worst, is constant with changes in the parameters. A grid tariff with demand charge will not make PV-system more profitable unless the solar production correlates with the hours with high demand charge.