Analyse av nettleie som insentiv til investeringer i PV- og batterisystemer : et studie med utgangspunkt i en investering ved det nye sykehuset i Innlandet

Abstract

For å nå det ambisiøse klimamålet om minst 50% reduksjon i utslipp innen 2030 har det vært bred oppslutning om en rekke elektrifiseringstiltak i Norge. Som en konsekvens øker belastningen på kraftnettet, og dagens prognoser tilsier at det vil føre til store investeringer. For å redusere behovet for investeringer blir dermed effektbasert nettleie innført nasjonalt som insentiv for økt sluttbrukerfleksibilitet. Videre blir solkraft blir ansett som en del av tilretteleggingen for elektrifiseringen av Norge, med like stor forventet økning i kapasitet som vannkraft frem til 2040.

I denne oppgaven har ulike scenarioer blitt lagt til grunn for å forstå hvordan ulike nettleiemodeller insentiverer til investeringer i sol- og batterisystemer. Totalt blir det utført 6 simuleringer ved å benytte programvaren System Advisor Model (SAM). Simuleringene blir utført på tre ulike laster, hvor to laster er estimert forbruk ved det nye sykehuset i Innlandet. Videre representerer tre simuleringer et batterisystem og tre representerer et PV-system. Nettleien blir estimert ved bruk av fire generaliserte nettleiemodeller utarbeidet av Reguleringsmyndigheten for energi (NVE RME), og insentivet til investering i PV- og batterisystemer blir vurdert etter avkastning per investerte krone fra en besparelse på nettleie.

Alle modeller som priser effektuttak ga i gjennomsnitt redusert insentiv til investering i et PV-system sammenlignet med en nettleiemodell som baserer seg på mengden konsumert energi. Av modellene som priser effektuttak gir Sikringsdifferensiert nettleie minst insentiv til investering, da kunden ikke er sikret produksjon fra PV-systemet i timen med høyest effektuttak i løpet av året. Dermed kan sikringstørrelsen heller ikke reduseres. Nettleiemodellen Abonnert effekt ga samlet sett størst insentiv til investering i PV-systemer, og favoriserer systemer hvor PV-produksjonen sammefaller best med effektuttaket i topplasttimene. Utvalgstørrelsen som ble brukt i analysen var noe redusert, og resultatene må sees i lys av dette.

For batterisystemer ga modellen Målt effekt samlet sett størst insentiv til investering. Differansen i insentiv mellom modellene var relativt liten dersom en vurderer det gjennomsnittlige insentivet. I alle tilfeller var avkastningen størst for batteriet som ble simulert på lasten med størst timesvariasjon. Det ble kun anvendt én styringsalgoritme for batteriet, noe som ga en skjevhet i resultatene.

I denne beregningen ga ingen av nettleiemodellene et stort nok insentiv til at investeringer i batterier vil være lønnsomt dersom kontantstrømmen skal dannes ut i fra en besparelse på nettleien. I det store bildet er tendensen at dersom nettleien defineres etter effektuttak vil batterier i gjennomsnitt få et større insentiv en PV-systemer. Hvilken teknologi som får størst insentiv varierer ut ifra kombinasjonen av anvendelsesområde og valgt nettleiemodell.

In order to achieve the ambitious climate target of at least a 50% reduction in emissions by 2030, there has been broad support for electrification measures in Norway. As a consequence, the load on the power grid is increasing, and current forecasts indicate that it will lead to large investments. In order to reduce the need for investments, effect-based grid rent is thus introduced nationally as an incentive for increased end-user flexibility. Furthermore, solar power is considered key to facilitate for the electrification of Norway, with equal expected increase in capacity as hydropower until 2040. In this thesis a simulations have been conducted to understand how different grid rent models incentivize investments in solar and battery systems. A total of six simulations were performed using System Advisor Model (SAM). The simulations were performed on three different loads, where two loads are estimated for the new hospital of Innlandet. Further, three simulations represent a battery system and three represent a PV system. Thereafter, the grid rent is estimated using four generalized grid rent models established by the Energy Regulatory Authority (NVE RME). The incentive to invest in PV and battery systems is assessed based on to the return on invested capital due to savings on grid rent.