Lokale nettselskapers betalingsvilje for å bruke forbrukerfleksibilitet til å unngå nettinvesteringer

Abstract

For å håndtere utfordringene med bruk av fossil energi er det nødvendig med elektrifisering av alle samfunnets sektorer. Elektrifisering vil føre til økt belastning av strømnettet og nettselskapene risikerer at mange nettområder ikke vil ha nok kapasitet til å håndtere det økte energibehovet uten oppgraderinger. Anskaffelse av forbrukerfleksibilitet i lokale fleksibilitetsmarkeder (LFM) gjør det mulig for nettselskapene å redusere belastningen av nettet i timene med høyest belastning og kan gjøre det mulig å møte økt forbruk av elektrisk energi uten å måtte gjøre oppgraderinger i strømnettet. Nettselskapene har et manglende informasjonsgrunnlag for å vurdere når det vil være lønnsomt å anskaffe fleksibilitet i LFM i stedet for å gjøre nettinvesteringer. Denne beslutningen vil bestemmes av nettselskapets betalingsvilje for fleksibilitet. For å avdekke hvilken betalingsvilje for fleksibilitet som skapes av muligheten for å unngå nettoppgraderinger gjøres en casestudie av et eksempelnett fra Elvia. I casestudien beregnes en kortsiktig betalingsvilje og langsiktig betalingsvilje for fleksibilitet. Den kortsiktige betalingsviljen oppstår når nettselskapene står ovenfor et avbrudd som kan unngås med fleksibilitetshandel, mens den langsiktige betalingsviljen kommer av muligheten for å bruke fleksibilitet til å utsette nettinvesteringer. Analysen bruker to scenarier med ulik lastøkning frem mot 2035. I scenario 1 vil kun én nettstasjon bli overbelastet, mens lastøkningen i scenario 2 fører til at seks nettstasjoner blir overbelastet. Resultatene viser stor variasjon i både den kortsiktige og langsiktige betalingsviljen både mellom nettstasjonene og for ulike tidspunkter. Den kortsiktige betalingsviljen har et spenn mellom 479 kr/kWh og 10 951 kr/kWh i scenario 1 og mellom 168 kr/kWh og 31 217 kr/kWh i scenario 2. Den langsiktige betalingsviljen blir 9,94 kr/kWh for nettstasjon B3 i scenario 1 og mellom 7,92 kr/kWh og 41,67 kr/kWh for nettstasjonene i scenario 2. Resultatene viser at anskaffelse av forbrukerfleksibilitet kan bli et nyttig verktøy for nettselskapene til å redusere belastningen av nettet i kritiske situasjoner. De kortsiktige betalingsviljene er høye og viser at fleksibilitet er svært verdifullt når den kan brukes for å unngå KILE-kostnader. De langsiktige betalingsviljene viser at det kan bli lønnsomt for nettselskapene å bruke fleksibilitetshandel for å utsette nettinvesteringer.

In order to handle the challenges of using fossil energy, it is necessary to electrify all sectors of society. Electrification will lead to an increased load in the power grid and the distribution system operators (DSO) risk that many parts of the grid will have too little capacity to deal with the increased energy demand without upgrades. Procurement of demand-side flexibility in local flexibility markets (LFM) enables the DSOs to reduce the load and deal with the increase in demand without upgrades of the grid. The DSOs have a lack of information to consider when it will be profitable to procure flexibility in a LFM in stead of upgrading the grid. This decision is decided by the DSOs willingness to pay for flexibility. To uncover their willingness to pay that comes from the possibility of avoiding grid upgrades, a casestudy is done on an example grid from Elvia. In the case study a short-term and long-term willingness to pay is calculated. The short-term willingness to pay occurs when the DSO faces an outage that can only be avoided by flexibility trade, and the long-term willingness to pay occurs when flexibility trade can be used to delay grid investments. The analysis uses two scenarios with different load increase towards 2035. In scenario 1 only one substation is overloaded, whilst the load increase in scenario 2 leads to six substations being overloaded. The results show varying willingness to pay both short-term and long-term, both between different substations and for different times. The short-term willingness to pay spans between 479 kr/kWh and 10 951 kr/kWh in scenario 1 and between 168 kr/kWh and 31 217 kr/kWh in scenario 2. The long-term willingness to pay is 9,94 kr/kWh for substation B3 in scenario 1 and between 7,92 kr/kWh and 41,67 kr/kWh for the substations in scenario 2. The results show that procurement of demand side flexibility could be a useful tool for the DSOs to reduce the load on the grid in critical situations. The short term willingness to pay is high and shows that flexibility is very valuable when it can be used to avoid outage costs. The long-term willingness to pay shows that use of flexibility to delay grid investments can be profitable for the DSOs.