Kostnader

Kostnader f¨or transformator och n¨atstation har h¨amtats in fr˚an EBR:s kostnadskatalog som visas nedan i tabell 3. I kostnaderna ¨ar b˚ade material, arbete och ¨ovrig kostnad inr¨aknad med v¨arden fr˚an katalogen. F¨or priser p˚a batterilagringssystem har uppskattningar genomf¨orts baserat p˚a tidigare studier och prognoser. Uppskattningarna baseras p˚a prognoser, vilket medf¨or en viss os¨akerhet i ber¨akningarna. Resultaten b¨or d¨arf¨or ses som en fingervisning hur batterilager st˚ar sig mot en eventuell n¨atutbyggnad. I ber¨akningarna tas ingen h¨ansyn till att batterilagret har n˚agon form av ekonomisk potential till att avlasta n¨atet vilket hade medf¨ort att kalkylerna hade blivit f¨or tidskr¨avande f¨or arbetet.

Tabell 3 – Kostnader f¨or transformator 800 kVA och n¨atstation (exkl. transformator) [47].

Typ Kostnad

Trafo 800 kVA 94 283 SEK N¨atstation 800 kVA 368 056 SEK

F¨or ber¨akningarna valdes det att r¨akna p˚a kostnader f¨or Li-ion batterier (LTO och LFP). LTO valdes dels f¨or att batterilagret p˚a Carlsh¨ojd ¨ar installerat med typen LTO, men ¨aven LTO-batterier anses vara lovande p.g.a. att de klarar av m˚anga cykler (uppemot 20 000 st [1]) innan det anses vara f¨orbrukat samt att det klarar av h¨oga urladdningsstr¨ommar vilket ¨ar till f¨ordel f¨or laddstationer.

LFP ¨ar en billigare teknik men som fortfarande klarar av uppemot 10 000 cykler innan det anses vara f¨orbrukat [1]. I tabell 4 nedan visas kostnader samt uppskattad livsl¨angd f¨or batterityperna. I de fall installationskostnaderna angavs i ett intervall har ett medelv¨arde r¨aknats fram. Omvandlingskursen fr˚an USD till SEK h¨amtades fr˚an Riksbanken (2019, Maj), vilket var 1 USD = 9,56 SEK [48].

Tabell 4 – Kostnader f¨or LTO och LFP [1].

Batterityp: LTO 2016 LTO 2030 LFP 2016 LFP 2030

Kostnad [SEK/kWh]: 8 284 4 589 4 780 2 916

Livsl¨angd [˚ar]: 15 25 10 20

5.6.2 Ber¨akningar

Dimensionering av batterilager ligger utanf¨or ramarna f¨or det h¨ar arbetet varav det valdes att utf¨ora ber¨akningar p˚a storleken 118 KWh (vilket ¨ar den storlek som ¨ar installerat p˚a Carlsh¨ojd).

Livsl¨angden p˚a transformatorer och olika typer av batterilager skiljer sig fr˚an varandra. F¨or att kunna utv¨ardera kostnaderna med h¨ansyn till livsl¨angden, till¨ampas annuitetsmetoden. Metoden

¨ar anv¨andbar f¨or att ber¨akna l¨onsamheten med h¨ansyn till investeringskostnad och livsl¨angd genom att r¨akna om grundinvesteringen, varierande int¨akter och kostnader till en konstant ˚arlig vinst eller f¨orlust. Ett positivt utslag inneb¨ar att investeringen ¨ar l¨onsam [49]. I ber¨akningarna antogs det att investeringarna inte genererar n˚agon form av int¨akter och att driftkostnader ¨ar f¨orsumbara. En konstant ˚arlig kostnad kan s˚aledes ber¨aknas med annuiteten enligt

A = N N V · r

1 − (1 + r)⁻ⁿ, (10)

d¨ar A ¨ar annuiteten, NNV ¨ar nettonuv¨ardet (i det h¨ar fallet enbart grundinvesteringen), r ¨ar kalkylr¨antan och n ¨ar livsl¨angden angivet per ˚ar. Enligt en bed¨omning av EI i Kalkylr¨anta f¨or tillsynsperioden 2019-2022 anser de att att en real kalkylr¨anta f¨ore skatt p˚a 6,52% ska till¨ampas f¨or tillsynsperioden 2019-2022 [50], varvid det har anv¨ants vid ber¨akningarna i detta arbete. I avsnitt 6.4 presenteras resultatet fr˚an ber¨akningarna.

6 Resultat

I det h¨ar avsnittet presenteras resultatet fr˚an arbetet som f¨orv¨antas besvara de unders¨okta fr˚agorna i fr˚agest¨allningen. Avsnittet inleds med att presentera resultatet fr˚an unders¨okningen av m¨ojlighet till att reducera lokala effekttoppar, f¨orflytta lasten ¨over dygnet i eln¨atet och minskat effektuttag under uppladdning av batterilagret. Avslutningsvis redovisas de ekonomiska ber¨akningarna som har genomf¨orts i arbetet.

6.1 Reducering av effekttoppar

Tre stycken f¨orlopp ¨over olika dygn har simulerats f¨or att skapa en bild p˚a hur det kan se ut om batterilagret anv¨ands till b˚ade uppladdning av elbussar och till att st¨otta upp eln¨atet vid h¨oglast.

J¨amf¨orelsevis har ¨aven simuleringar genomf¨orts f¨or att visa hur f¨orloppet skulle se ut om batterilag-ret enbart anv¨ands f¨or att st¨otta upp eln¨atet. I samtliga simuleringar ¨ar den ¨onskade reduktionen av effekttoppen satt till 15 kW.

I figur 15 redovisas ett exempel p˚a en simulering f¨or att reducera effekttoppar i bostadsomr˚adet p˚a Carlsh¨ojd under en helgdag i september 2018 med ¨onskad effektreduktion. I figur 15a visas hur ett f¨orlopp kan se ut n¨ar batterilagret anv¨ands med prioritering att ladda elbussar och sekund¨art f¨or att reducera effekttoppar i bostadsomr˚adet. Som j¨amf¨orelse visas i figur 15b hur ett f¨orlopp utan inverkan av bussladdning kan se ut, d.v.s. batterilagret anv¨ands enbart f¨or att st¨otta upp eln¨atet vid h¨og last.

00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00 0

00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00 0

00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00 0

00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00 0

Figur 15 – Exempel p˚a effekttoppsreduktion en helgdag i september med en ¨onskad reduktion p˚a 15 kW fr˚an toppen. I (a) visas effekttoppsreduktionen med inverkan fr˚an laddstationen, och i (b) anv¨ands batteriet enbart till att st¨otta upp eln¨atet.

I figur 15a f¨orekommer en bussladdning n¨ar behovet ¨ar som allra h¨ogst i bostadsomr˚adet, varav ingen effektreduktion intr¨affar. Som en j¨amf¨orelse visas i figur 15b hur f¨orloppet skulle se ut under samma dygn ifall batterilagrets enda syfte var att st¨otta upp eln¨atet. H¨ar kan det avl¨asas att bat-terilagret klarar av att reducera samtliga effekttoppar till ¨onskad niv˚a med gott om kapacitet kvar.

I figur 16 nedan presenteras resultatet f¨or en vardag i september 2018.

00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00 0

00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00 0

00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00 0

00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00 0

Figur 16 – Exempel p˚a effekttoppsreduktion en vardag i september med en ¨onskad reduktion p˚a 15 kW fr˚an toppen. I (a) visas effekttoppsreduktionen med inverkan fr˚an laddstationen, och i (b) anv¨ands batteriet enbart till att st¨otta upp eln¨atet.

I en j¨amf¨orelse f¨or effektbehovet ¨over bostadsomr˚adet mellan helgdagen fr˚an Figur 15 och vardagen fr˚an figur 16 kan det tydas att effektbehovet ¨ar j¨amnare ¨over hela dygnet f¨or helgen ¨an f¨or vardagen.

Det kan utl¨asas att det finns ett h¨ogre maximalt behov p˚a vardagen under kv¨allstid. I figur 16a visas det ¨aven h¨ar en h¨ogfrekvent anv¨andning av laddstationen vilket p˚averkar tillg¨angligheten av batterilagret. En reducering p˚a 4,5 kW uppn˚as eftersom batterilagret ¨ar tillg¨angligt n¨ar effekttop-pen intr¨affar f¨or bostadsomr˚adet. Vid avl¨asning av figur 16b syns det att batterikapaciteten l¨amnar utrymme f¨or st¨orre effektreduktioner ifall det skulle ¨onskas.

Nedan i figur 17 visas ett f¨orlopp ¨over ett dygn i januari med den h¨ogsta effekttoppen i bostads-omr˚adet ¨over 2018 och 2019.

00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00

00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00 0

00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00 0

00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00 0

Figur 17 – Exempel p˚a effekttoppsreduktion en vardag i januari med en ¨onskad reduktion p˚a 15 kW fr˚an toppen. I (a) visas effekttoppsreduktionen med inverkan fr˚an laddstationen, och i (b) anv¨ands batteriet enbart till att st¨otta upp eln¨atet.

I figur 17a intr¨affar en effekttoppsreduktion p˚a 2,3 kW. J¨amf¨orelsevis visas det i figur 17b att 15 kW kapas med en endast en liten minskning av batterikapaciteten.

Fr˚an ovan figurer 15-17 ¨ar det tydligt att en lokal effektoppsreduktion ¨ar direkt beroende av att h¨ogsta effektbehovet under dygnet inte intr¨affar samtidigt som n¨ar en elbuss beh¨over laddas upp.

F¨or att unders¨oka hur ofta en m¨ojlig reducering intr¨affar simulerades ett f¨orlopp f¨or en hel m˚anad.

Nedan i tabell 5 redovisas det hur effekttoppreduceringen kan se ut under januari 2019.

Tabell 5 – Lokal effekttoppreducering per dygn under januari 2019 med batterilager och h¨ansyn till elbussladdning.

-Fr˚an tabellen visas det att 45% av dygnen ¨over m˚anaden intr¨affar en effekttoppsreduktion. Re-sultatet visar att ingen reducering uppn˚ar v¨ardet av 15 kW som testades i simuleringarna, vilket inneb¨ar att ett ¨okat v¨arde p˚a ¨onskad effekttoppsreducering hade inte medf¨ort en st¨orre reducering.

H¨ogsta v¨ardet som uppn˚as ¨ar den 19:e med en reduktion p˚a 12,1 kW.

6.2 Lastf¨ orflyttning

Lastf¨orflyttning av effektbehovet unders¨oktes ¨over dygnet i januari med h¨ogst effektbehovet under

˚aret. H¨ar redovisas effektbehovet fr˚an eln¨atet f¨or laddstationen och batterilager samt f¨or bostads-omr˚adet. I figur 18 visas ett exempel med verklig data hur ett f¨orlopp kan se ut.

00:010 03:01 06:01 10:01 13:01 16:01 20:01 23:01 02:01 06:01 100

00:01 03:01 06:01 10:01 13:01 16:01 20:01 23:01 02:01 06:01 0

Figur 18 – Effektbehov ¨over bostadsomr˚ade och batterilager.

I figur 18 visas det att effektbehovet under uppladdning och urladdning av batterilagret ¨ar relativt lika. F¨or att inte p˚averka uppladdningstiden av elbussarna, unders¨oktes enbart m¨ojligheten att minimera behovet av effekt fr˚an eln¨atet under uppladdning av batterilagret. F¨or att f˚a en b¨attre uppfattning ¨over hur uppladdningen ser ut f¨or batterilagret visas f¨orloppet nedan i figur 19 enbart effektbehovet ¨over bostadsomr˚adet och under uppladdning av batterilager.

00:01 03:01 06:01 10:01 13:01 16:01 20:01 23:01 02:01 06:01 0

00:010 03:01 06:01 10:01 13:01 16:01 20:01 23:01 02:01 06:01 20

00:01 03:01 06:01 10:01 13:01 16:01 20:01 23:01 02:01 06:01 0

00:010 03:01 06:01 10:01 13:01 16:01 20:01 23:01 02:01 06:01 20

Figur 19 – Effektbehov ¨over bostadsomr˚ade och batterilager. H¨ar visas enbart behovet f¨or uppladd-ning av batterilagret.

F¨or att unders¨oka om batterilagret kan anv¨andas f¨or att f¨orflytta lasten under h¨oglasttimmarna till¨ats batterilagret att laddas ur fr˚an och med n¨ar effektbehovet i bostadsomr˚adet var som h¨ogst, tills batterilagret var fullst¨andigt urladdat. F¨orloppet visas nedan i figur 20.

00:010 03:01 06:01 10:01 13:01 16:01 20:01 23:01 02:01 06:01 100

200 300 400

Effekt [kW]

Bostadsområde+Uppladdning batteri

00:010 03:01 06:01 10:01 13:01 16:01 20:01 23:01 02:01 06:01 20

40 60 80 100

Batterikapacitet [KWh]

Batterikapacitet

Figur 20 – Exempel p˚a effektbehov ¨over bostadsomr˚ade och batterilager med f¨orflyttning av last.

Fr˚an figuren kan det utl¨asas att batterilagret har tillr¨ackligt med kapacitet f¨or att kunna laddas ur ungef¨ar i 4 timmar. Det b¨or dock anm¨arkas att kapaciteten i batterilagret passerar under gr¨ansen p˚a 20% SoC eftersom att en elbuss laddades upp n¨ar kapaciteten n¨armade sig gr¨ansen.

6.3 Reducerad uppladdningseffekt

B˚ade uppladdning och urladdning av batterilagret sker idag med ≈ 2C. I figur 21a visas en refe-rensmodell f¨or uppladdning av batterilagret med 2C. Referensmodellen j¨amf¨ors mot 3 st modeller i 21b-21d med olika C-v¨arden f¨or att unders¨oka utfallet p˚a effektbehovet och f¨or¨andring i kapacitet f¨or batterilagret.

00:010 03:01 06:01 10:01 13:01 16:01 20:01 23:01 02:01 06:01

00:01 03:01 06:01 10:01 13:01 16:01 20:01 23:01 02:01 06:01 0

00:010 03:01 06:01 10:01 13:01 16:01 20:01 23:01 02:01 06:01 100

00:01 03:01 06:01 10:01 13:01 16:01 20:01 23:01 02:01 06:01 0

00:010 03:01 06:01 10:01 13:01 16:01 20:01 23:01 02:01 06:01 100

00:01 03:01 06:01 10:01 13:01 16:01 20:01 23:01 02:01 06:01 0

00:010 03:01 06:01 10:01 13:01 16:01 20:01 23:01 02:01 06:01 100

00:01 03:01 06:01 10:01 13:01 16:01 20:01 23:01 02:01 06:01 0

Figur 21 – Scenarion ¨over olika modeller med f¨or¨andring av C-v¨ardet.

En avl¨asning fr˚an figur 21 visar att ett l¨agre C-v¨arde ger l¨agre effekttoppar under uppladdning av batterilagret. Samtidigt ger ett l¨agre C-v¨arde en l¨angre uppladdningstid.

6.4 Ekonomi

Nedan presenteras resultatet f¨or ber¨akningarna fr˚an avsnitt 5.6. I tabell 6 visas kostnaderna f¨or var-dera investering som kr¨avs f¨or att klara av behovet fr˚an en laddstion. D¨ar S1 representerar Scenario 1 med byte fr˚an tv˚a st 500 kVA transformatorer mot tv˚a st 800 kVA transformatorer. Scenario 2 representerar kostnaden f¨or att byta ut en befintlig station mot en ny med tv˚a st 800 kVA trans-formatorer. LTO och LFP ¨ar p˚a storleken 118 kWh som j¨amf¨ors mot de olika n¨atf¨orst¨arkningarna.

I tabellen visas priser fr˚an ˚ar 2016 och estimerade priser f¨or ˚ar 2030.

Tabell 6 – Investeringskostnader f¨or att klara av behovet fr˚an en laddstation.

Scenario: S1 S2 LTO 2016 LTO 2030 LFP 2016 LFP 2030

Grundinvestering [SEK]: 188 566 543 786 977 512 541 502 564 040 344 088 Annuitet [SEK/˚ar]: 13 363 38 535 104 095 44 475 78 534 31 277

F¨or att batterilager med storleken 118 kWh skall komma ner till investeringskostnaden f¨or scenario 1 med tv˚a st 800 kVA transformatorer inneb¨ar det att batterilagret f˚ar kosta 188 566 SEK/118 KWh = 1598 SEK/kWh. Eftersom livsl¨angden skiljer sig mellan transformator och batterilager visas kostnaden f¨or batterilager per kWh r¨aknat med annuitetsmetoden nedan i tabell 7. I tabellen visas ¨aven hur mycket kostnaden m˚aste minska f¨or att en investering skall anses vara l¨onsam.

Tabell 7 – Brytpunkt f¨or kostnad p˚a batterilager per kWh j¨amf¨ort mot scenario 1 baserat p˚a annuitet.

Batteri: LTO 2016 LTO 2030 LFP 2016 LFP 2030

Livsl¨angd: 15 25 10 20

Kostnad [SEK/kWh]: 1063 1379 813 1246

Minskning [%]: -87,2 -70,0 -83,0 -57,2

I scenario 2 kr¨avs det att kostnaden f¨or batterilagret blir 556 622 SEK/118 kWh = 4717 SEK/kWh eller l¨agre f¨or att grundinvesteringen skall bli densamma som att byta ut n¨atstationen inkl. ink¨op av tv˚a st 800 kVA transformatorer. Nedan i 8 visas kostnaden f¨or batterilagret per kWh r¨aknat enligt annuitetsmetoden. I tabellen visas ¨aven hur procentuellt hur mycket priserna m˚aste f¨or¨andras f¨or att uppn˚a en brytpunkt.

Tabell 8 – Brytpunkt f¨or kostnad p˚a batterilager per kWh j¨amf¨ort mot scenario 2 baserat p˚a annuitet.

Batteri: LTO 2016 LTO 2030 LFP 2016 LFP 2030

Livsl¨angd: 15 25 10 20

Kostnad [SEK/kWh]: 3067 3976 2345 3593

Minskning/¨okning [%]: -63,0 -13,4 -50,9 23,2

7 Diskussion

I detta kapitel diskuteras och analyseras metoden, modeller och resultatet som har presenterats i detta arbete.

Laddstationer med snabbladdning ¨ar en ny teknik som utvecklas allt mer och kr¨aver allt h¨ogre effekt f¨or att kunna ladda upp fordon snabbare, vilket st¨aller h¨oga krav p˚a eln¨atet. F¨or att klara av p˚afrestningen som laddstationerna st¨aller, kr¨avs det att infrastrukturen f¨or eln¨atet ¨ar tillr¨ackligt stark f¨or att klara av att leverera den effekt som kr¨avs, utan antydan till f¨ors¨amrad elkvalitet. F¨or att minska p˚afrestningen som laddstationer kan medf¨ora, kan ett energilager installeras anslutet till laddstationen. Energilager har m¨ojlighet att minska belastningen fr˚an eln¨atet eftersom det kan tillgodose laddstationen med en andel effekt under uppladdning av fordonen, f¨or att sedan laddas upp fr˚an eln¨atet mellan fordonsladdningarna.

I arbetet unders¨oktes ett befintligt energilager med batterier anslutet till en laddstation med snabb-laddning f¨or elbussar i Ume˚a Energis eln¨at. I dagsl¨aget ¨ar batterilagrets enda syfte att minska belastningen p˚a eln¨atet under uppladdning av elbussarna. Batterilagret ¨ar installerat och ¨ags av tredje part, vilket leder till att syftet med arbetet har varit att unders¨oka ifall det finns potential med en s˚adan l¨osning f¨or UEEN att investera i, alternativt ing˚a i samarbete eller partnerskap med denna tredje part f¨or att b¨attre nyttja det befintliga batterilagret. Det b¨or dock till¨aggas att ifall en s˚adan l¨osning skulle vara m¨ojlig, kr¨avs det dock en del ombyggnationer samt investeringar f¨or att det ska kunna anv¨andas till att skicka tillbaka effekt till n¨atet. Batterilager ¨ar en dyr l¨osning som i dagsl¨aget s¨allan ¨ar l¨onsam om det inte ¨ar f¨or att t¨acka upp specifika behov eller klarar av t¨acka upp flera behov samtidigt. Det huvudsakliga syftet med arbetet var s˚aledes att unders¨oka ifall nyttan kan ut¨okas f¨or att t¨acka upp fler behov med ett batterilager anslutet till en laddstation.

7.1 Metod och modeller

Inom omr˚adet finns det viss forskning som behandlar ¨amnet om batterilager kopplat till laddsta-tioner f¨or b˚ade elbussar och f¨or elbilar. En hel del forskning har utf¨orts om att ut¨oka nyttan av batterilager som enbart har ett anv¨andningsomr˚ade, se [51, 52, 53, 54]. Ingen forskning har dock genomf¨orts g¨allande att ut¨oka nyttan av en l¨osning med laddstationer och batterilager genom att samtidigt anv¨anda batterilagret till andra anv¨andningsomr˚aden. F¨or att unders¨oka ¨amnet valdes det att i det h¨ar arbetet ta fram simuleringsmodeller f¨or att kunna analysera laddningsschema och eventuella till¨ampningar f¨or det befintliga batterilagret. I simuleringarna har verklig data ¨over laddstation, batterilager och n¨arliggande bostadsomr˚ade h¨amtats in f¨or att kunna implemente-ra tre modeller som simuleimplemente-rar olika fall av minskad n¨atbelastning. I det f¨orsta fallet unders¨oktes m¨ojligheten till att reducera effekttoppar i det n¨arliggande bostadsomr˚adet med hj¨alp utav batteri-lagret. I det andra fallet unders¨oktes om batterilagret har tillr¨ackligt med kapacitet f¨or att klara av att laddas ur under h¨oglasttimmarna ¨over ett dygn. I det tredje fallet unders¨oktes ett fall genom att begr¨ansa effektbehovet fr˚an eln¨atet under uppladdning av batterilagret f¨or att minska n¨atp˚averkan.

Slutligen utf¨ordes ber¨akningar p˚a ekonomin kring ett batterilager p˚a storleken 118 kWh, vilket ¨ar samma storlek som finns installerat vid laddstationen idag. Det utf¨ordes ber¨akningar p˚a n¨ar ett batterilager kan anses bli en l¨onsam investering ifall det skulle ers¨atta n¨atf¨orst¨arkningar av a) tv˚a st nya 800 kVA transformatorer eller b) en ny n¨atstation inkl. tv˚a st nya 800 kVA transformatorer.

I den f¨orsta modellen med reducering av effekttoppar i bostadsomr˚adet unders¨oktes olika utfall genom att k¨ora simuleringarna ¨over flera dygn. Det valdes att genomf¨ora simuleringarna med en konstant ¨onskad reduktion p˚a 15 kW fr˚an toppv¨ardet. Eftersom reduktionen ¨ar direkt beroende av n¨ar en elbuss laddas, uppn˚addes ingen st¨orre reduktion genom att testa att ¨andra p˚a parametern.

Detta eftersom bussarna laddas s˚a pass frekvent att ett h¨ogre v¨arde p˚a ¨onskad reduktion enbart medf¨orde att batterilagrets kapacitet dr¨anerades mer ¨an n¨odv¨andigt. Under simuleringarna n¨ar batterilagret enbart nyttjades till att avlasta eln¨atet utan inverkan av elbussar, visades det att det finns en stor potential f¨or ett batterilager med den storleken att kunna avlasta eln¨atet. I simulering-arna anv¨andes ¨aven h¨ar enbart en ¨onskad effekttoppsreducering p˚a 15 kW, vilket fr˚an resultatet visar att en hel del outnyttjad kapacitet finns kvar till befogenhet. En f¨orb¨attringspotential f¨or b˚ada simuleringarna vore att utveckla en modell baserat p˚a optimeringsmetoder som exempelvis blandad heltalsprogrammering (MILP). Detta hade m¨ojligtvis gett en b¨attre bild p˚a batterilagrets fulla potential f¨or att reducera effekttoppar samt st¨orre kontroll p˚a batterilagrets urladdningar. Det

¨ar dock inte s¨akert att optimeringsmetoden hade gett ett b¨attre resultat p˚a hur mycket effekt som kan reduceras fr˚an effekttoppen, eftersom att batterilagret fortfarande har den begr¨ansade faktorn att alltid bidra med effekt till laddstationen i f¨orsta hand och sekund¨art f¨orse eln¨atet med effekt.

D¨arav borde modellen som skapades i detta arbete ge en tillr¨acklig uppfattning att batterilagret kan nyttjas till n¨atet genom att reducera effekttoppar.

I den andra modellen gjordes en unders¨okning om ifall batterilagret har tillr¨ackligt med kapacitet till att f¨ordr¨oja uppladdningen av batterilagret under h¨oglasttimmarna. I en j¨amf¨orelse mellan figur 19a som visar det verkliga behovet samt batterikapacitet mot modellen i 19b, kan en skillnad ses i t¨atheten mellan uppladdningarna samt batterikapaciteten som eventuellt kan ha p˚averkat resultatet.

Den tredje modellen anv¨ander ursprungskoden fr˚an andra modellen men h¨ar unders¨oktes ist¨allet ifall det skulle finnas m¨ojlighet att ladda upp batterilagret med mindre effekt f¨or att minska n¨atp˚averkan. I modellen testades olika C-v¨arden p˚a uppladdning av batterilagret f¨or att se n¨ar kapaciteten n¨amnv¨art p˚averkas. Andra till¨ampningar som hade varit intressant att unders¨oka ¨ar sp¨anningsh˚allning och f¨orb¨attring av elkvalitet i n¨atet som enligt IRENA (2017) [1] ¨ar t¨ankbart f¨or batterilager baserat p˚a Li-ion batterier. Det valdes dock att l¨amna det ˚at sidan f¨or att arbetet inte skulle bli alltf¨or tidskr¨avande.

7.2 Resultat

Efter en unders¨okning av behovet fr˚an laddstationen (som kan ses i figur 11) visade det sig att laddningen av elbussarna sker t¨att inp˚a varandra med 10 till 15 minuters intervall emellan. Detta

¨ar en nackdel f¨or m¨ojligheten att anv¨anda batterilagret till att st¨otta upp eln¨atet vid exempelvis h¨oglast eftersom att tiden d˚a n¨atet ¨ar under h¨og belastning generellt varar ett par timmar i str¨ack.

Resultatet fr˚an unders¨okningen om reducering av effekttoppar i bostadsomr˚adet visade att det finns en viss potential till en s˚adan l¨osning. Simuleringarna visade att en liten del av topparna kunde reduceras f¨or vissa dagar. Tabell 5, som sammanst¨aller resultatet av simuleringarna fr˚an toppre-duktionen i januari m˚anad, visar att det finns potential att reducera en liten del effekt under 45%

av dygnen. Den h¨ogsta uppn˚adda effektreduktionen p˚a ett dygn, 13 kW, ¨ar dock s˚a pass liten att

det troligen inte ger n˚agra st¨orre ekonomiska f¨ordelar. Den begr¨ansande faktorn i att h¨ogre ef-fektreduktioner inte uppn˚as ¨ar att elbussarna har ett h¨ogfrekvent laddningsschema, vilket minskar batterilagrets m¨ojlighet till att ladda ur effekt till bostadsomr˚adet. I simuleringarna utan inverkan fr˚an laddstationen, d.v.s. att batterilagret enbart anv¨ands till att avlasta bostadsomr˚adet, visar att det finns tillr¨ackligt med kapacitet f¨or att klara av att reducera en h¨ogre andel effekt. Som n¨amndes tidigare vore det t¨ankbart i det fallet att anv¨anda sig av en optimeringsalgoritm f¨or att unders¨oka batterilagrets fulla potential. Resultatet visar dock att ett batterilager skulle kunna va-ra en t¨ankbar l¨osning i svagare n¨at som ligger n¨ara begr¨ansningen p˚a hur mycket effekt som kan h¨amtas fr˚an eln¨atet. Batterilagret skulle is˚afall kunna laddas upp under natten och sedan anv¨andas under dygnet n¨ar h¨oglasttimmar intr¨affar f¨or att klara av att leverera den extra effekten vid behov.

I unders¨okningen om batterilagret kan anv¨andas f¨or att f¨orflytta en del av lasten i eln¨atet under h¨oglasttimmarna g˚ar det att utl¨asa fr˚an figur 20 att det kan vara t¨ankbart med en lastf¨orflyttning. I figur 20 till¨ats batterilagret att laddas ur fr˚an och med 15:00 tills dess att det n¨armade sig 20% SoC, vilket resulterade i att batteriet klarade sig ungef¨ar 4 timmar. Detta skulle kunna ge en minskad p˚averkan p˚a n¨atet n¨ar belastningen ¨ar som allra h¨ogst. I figuren syns det att batterikapaciteten n¨armar sig noll, vilket ¨ar under 20% SoC, detta p˚agrund av att bussladdningen alltid ¨ar prioriterad.

I unders¨okningen om batterilagret kan anv¨andas f¨or att f¨orflytta en del av lasten i eln¨atet under h¨oglasttimmarna g˚ar det att utl¨asa fr˚an figur 20 att det kan vara t¨ankbart med en lastf¨orflyttning. I figur 20 till¨ats batterilagret att laddas ur fr˚an och med 15:00 tills dess att det n¨armade sig 20% SoC, vilket resulterade i att batteriet klarade sig ungef¨ar 4 timmar. Detta skulle kunna ge en minskad p˚averkan p˚a n¨atet n¨ar belastningen ¨ar som allra h¨ogst. I figuren syns det att batterikapaciteten n¨armar sig noll, vilket ¨ar under 20% SoC, detta p˚agrund av att bussladdningen alltid ¨ar prioriterad.