Reduksjon av nettapskostnader ved bruk av forbrukerfleksibilitet: et bidrag til økt betalingsvillighet i lokale fleksibilitetsmarked

Abstract

Kraftnettet står overfor nye utfordringer som følge av det grønne skiftet og økende etterspørsel av strøm. Lokale fleksibilitetsmarked er pekt på som en viktig løsning for noen av disse utfordringene, særlig for å redusere effekttoppene. I utviklingen av lokale fleksibilitetsmarked er det viktig at nettselskapene ser behovet og verdien av fleksibilitet. Et sentralt spørsmål, som foreløpig er lite forsket på, er nettselskapenes betalingsvillighet for fleksibilitet. Dette påvirkes av flere elementer, men en mulig påvirkningsfaktor er nettapskostnadene og muligheten for å redusere disse ved å jevne ut forbruket.

Denne studien analyserer derfor hvordan forbrukerfleksibilitet reduserer nettapskostnadene, og dermed øker nettselskapenes betalingsvillighet. For å innhente og samle datagrunnlag om kraftnettet og fleksibilitet i et lokalt fleksibilitetsmarked ble det brukt kvalitativ innholdsanalyse og ustrukturerte intervjuer. Casestudie av et referansenett fra CINELDI ble brukt som kvantitativ metode for å teste og analysere hvordan nettapskostnadene kan reduseres ved å ta i bruk fleksibilitet. Fleksibilitet gjør det mulig for nettselskapene å redusere effekttopper og dermed redusere nettapet og nettapskostnadene. Ved bruk av referansenettet sammenlignes to modellnett: en med den opprinnelige lastprofilen og en med reduserte effekttopper. Modellnettet inkluderer kun den høyspente delen av et distribusjonsnett, og for å vurdere potensialet i nettapsreduksjonen for et helt distribusjonsnett ble data fra nettselskap om fordelingen av nettapet for de ulike spenningsnivåene anvendt.

Resultatene viser at det er stor forskjell i potensialet for reduksjon av nettapskostnader og at betalingsvilligheten dermed vil variere. Betalingsvillighet for et distribusjonsnett, som inkluderer alle spenningsnivå, varierer i denne studien fra 12 kr/MWh til 247 kr/MWh. Hvor stort potensialet er avhenger av ulike faktorer som pris- og lastkurve for døgnet. Samtidig vil det være store forskjeller mellom nettselskapene på grunn av ulik nettopologi, topografi og kundegrupper. Det viktigste funnet er at store svingninger i pris- og lastkurve kombinert med sterk korrelasjon gir størst betalingsvillighet. Den totale betalingsvilligheten vil være avhengig av flere andre faktorer, og det vil dermed være nødvendig med videre arbeid på dette feltet.

The power grid faces new challenges because of the increasing development of unregulated power supply and electricity demand. Local flexibility markets can be an essential solution for these challenges, particularly in reducing peak loads. However, it is unknown what the value and need for flexibility are for the distribution system operators (DSO). One important question is what the DSOs are willing to pay for flexibility. This depends on various factors, but a possibility of increasing DSOs willingness to pay is by reducing grid losses by reducing peak loads.

This study analyzes how demand-side flexibility reduces the cost of grid losses, thus increasing the DSOs willingness to pay. Qualitative content analysis and unstructured interviews were used to obtain and collect data about the power grid and local flexibility markets. A case study of a reference network from CINELDI was used as a quantitative method to evaluate and analyze how grid loss can be reduced by adopting flexibility. Flexibility allows the DSO to reduce peak loads, thereby reducing grid losses and loss costs. The case study compares two network models: one with the original load profile and one with reduced power peaks. The network model only includes the high-voltage part of a distribution network. Therefore, the study uses data on grid losses in various voltage levels from DSOs to assess the potential of reducing grid losses in a complete distribution network.

The results show a difference in the potential for reducing grid loss costs and the willingness to pay. The DSOs willingness to pay differs from 12 NOK/MWh to 247 NOK/MWh. The size of the potential depends on several factors, such as the price and load curve for the day. The DSOs have different network topologies and customer groups, which also will affect the results. The most important finding is that significant price and load curve fluctuations, combined with a strong correlation, result in the highest willingness to pay. The total willingness to pay will depend on several other factors, and further work in this field will therefore be necessary.