Laststyrning av eluppvärmning och varmvattenberedning: En studie av potentialen för hushåll att bidra till en sänkt abonnerad effekt mot överliggande elnät

Civilingenjörsprogrammet i Energisystem

Uppsala unive rsitets log otyp

UPTEC ES 21014

Examensarbete 30 hp

Juni 2021

Laststyrning av eluppvärmning

och varmvattenberedning

En studie av potentialen för hushåll att bidra till en sänkt

abonnerad effekt mot överliggande elnät

Niklas Ahlm

Teknisk-naturvetenskapliga fakulteten

Uppsala universitet, Utgivningsort

Uppsala/Visby

Handledare: Oscar Forsman, Fouad El Gohary Ämnesgranskare: Cajsa Bartusch Examinator: Petra Jönsson

Uppsala unive rsitets log otyp

Load control of electrical space and water heating: A study of

the potential in detached houses to contribute to a lower

subscripted power of the overhead grid

Niklas Ahlm

Abstract

This study has explored the potential for lowering the subscripted power of 25 MW for one of the connection points between the local power grid and its overhead power grid for a local grid owner. The potential for doing so through hard, direct load control of electrical domestic heating and domestic water heating for detached houses with a fuse size of 16-25 A is evaluated for 12 different scenarios. The scenarios are found by combining a customer participation of 25, 50, 75 and 100 percent with a maximum allowed duration for load control of two, three and four hours respectively. A function describing the need for electrical power for domestic heating as dependent of the outdoor temperature is developed and combined with a model that is used for simulating hot water usage and a model that describes the power demand of a domestic water heater. Furthermore, a control function is incorporated to ensure that households are not subjected to load control for a longer period than allowed and that all households bear the same burden in this respect.

The results show that a power of 1,0-4,1 MWh/h can be redistributed, but that the potential is heavily limited by the returning load that occurs. Due to the long duration of the critical peaks that are being redistributed, up to 5-10 hours, returning load occurs even though load control has not yet been finalized. The returning load leads to a bigger amount of power having to be redistributed and therefore limits the potential for the new subscripted power that can be achieved. Furthermore, the maximum aggregated power for the investigated year amounts to 25,9 MW. Still, a new subscripted power of 21,8–24,9 MW is theoretically deemed to be achievable. The most likely outcome however is thought to be a lowering of the subscripted power to at least 23,4– 24,4 MW, having taken the composition of type of heating systems as well as the most likely customer participation into account.

III

Populärvetenskaplig

sammanfattning

En ökad andel variabel kraftproduktion kombinerat med ett i större utsträckning elektrifierat samhälle förväntas ställa högre krav på de svenska elnäten i framtiden. Bland annat förväntas elektrifieringen av stålindustrin och den växande andelen elbilar i samhället att leda till ett ökat effekt- och energibehov. Kapacitets- och effektbrist är redan idag reella problem som kommer att växa som en följd av detta. Som en av lösningarna på denna problematik har på senare tid efterfrågeflexibilitet alltmer lyfts fram. Efterfrågeflexibilitet innebär att elkonsumenter utifrån någon typ av signal anpassar sin elanvändning, till exempel efter behovet på elnätsnivå. Det kan innebära att både sänka, höja eller omfördela sitt effektbehov och det ses som en kostnadseffektiv och snabbimplementerbar lösning jämfört med utbyggnad av elnäten.

Sala-Heby Energi Elnät AB är ett lokalt elnätsföretag med ca 14 000 elnätskunder, varav 8100 elnätskunder återfinns i Sala tätort under en gemensam anslutningspunkt till det överliggande elnätet. Anslutningspunkten utgörs idag av en abonnerade effekt på 25 MW mot det överliggande nätet. Den abonnerade effekten innebär en betydande kostnad för företaget och av den anledningen har det funnits ett intresse av att undersöka potentialen för att kunna sänka denna genom direkt laststyrning, vilket är en form av efterfrågeflexibilitet där elkonsumenters elanvändning fjärrstyrs av en extern part såsom ett elnätsföretag eller en aggregator. Denna studie har undersökt hur stor potentialen för direkt laststyrning är genom att omfördela effektbehovet för eluppvärmning samt varmvattenberedning under de mest kritiska effekttopparna för elnätskunder inom kundkategorin småhus med en säkringsstorlek på 16–25 A. Genom simuleringar har potentialen utvärderats för vilken ny abonnerad effekt som kan uppnås vid 25, 50, 75 och 100 procent kunddeltagande samt två, tre respektive fyra timmars tillåten duration för laststyrning. Då det finns få studier om kunders villighet att delta i direkt laststyrning, samt osäkerheter kring hur länge laststyrning kan ske utan komfortminskning, har detta breda spann av scenarion valts.

Studien har visat att den genomsnittliga villans effektbehov för eluppvärmning varierar mellan 0 och 3,75 kWh/h, där den övre gränsen också utgör den maximala potentialen för omfördelning av effektbehov för eluppvärmning hos hushållen. Gränstemperaturen, vid vilken effektbehovet för uppvärmning upphör, har beräknats till 16,3°C och den genomsnittliga tappvarmvattenförbrukningen uppgår till 74,3 l/person/dag, vilket föranleder en genomsnittlig energianvändning på 984 kWh/person/år för varmvattenberedning.

Potentialen för omfördelning av effekt för varmvattenberedning uppgår till en storleksordning lägre än den för eluppvärmning och studien har belyst vikten av att kunna identifiera vilka varmvattenberedare som påvisar ett effektbehov i syfte att kunna komma åt denna potential. Den maximala aggregerade potentialen för omfördelning av effekt för varmvattenberedning uppgår till åtminstone 0,94 MWh/h. Vidare har visats

IV

att om identifiering av de aktiva varmvattenberedarna inte kan genomföras riskerar ca 90% av nämnda potential att gå förlorad. Laststyrning av varmvattenberedare har i viss utsträckning påverkat varmvattentemperaturen i dessa, men det finns åtgärder att vidta för att säkerställa bibehållen komfort.

Genom villkoret om säkerställd komfort har återvändande last uppstått under pågående laststyrning, vilket medfört en högre nivå av effekt som behövt omfördelas. Trots detta har simuleringarna visat att det finns potential för att omfördela 1,0–4,1 MWh/h för nämnda kundkategori. Detta i kombination med det maximala effektbehovet på 25,9 MWh/h för det undersökta året föranleder en potentiell ny abonnerad effekt på 21,8– 24,9 MW. Efter att hänsyn tagits till både kundernas eventuella villighet att delta i direkt laststyrning samt villkoret för bibehållen komfort och modellens begränsningar har den abonnerade effekten bedömts kunna sänkas till åtminstone 23,4–24,4 MW. I studien har även undersökts hur laststyrningen påverkat effektivt nyttjande av elnätet och resultaten har funnits marginella.

V

Exekutiv sammanfattning

I denna studie har potentialen för att sänka den abonnerade effekten för anslutningspunkten Sala tätort genom hård, direkt laststyrning undersökts. Studien har påvisat en potential för omfördelning av effekt på 1,0–4,1 MWh/h genom eluppvärmning och varmvattenberedning hos småhus med en säkringsstorlek på 16–25 A. Det vida spannet i resultatet beror på osäkerheter vad gäller kunders villighet att delta i laststyrning samt i vilken utsträckning ett effektbehov kan omfördelas för de individuella hushållen utan att komfortminskning uppstår. Genom att undersöka för 25, 50, 75 och 100 procent kunddeltagande samt en maximalt tillåten duration för laststyrning på två, tre respektive fyra timmar anses de mest troliga scenariona ha täckts in. Baserat på att det maximala effektbehovet för det undersökta året uppgick till 25,9 MWh/h antyder resultatet att en ny abonnerad effekt på 21,8–24,9 MW skulle kunna uppnås. Då hänsyn även tas till hushållens villighet att delta samt dess förmåga att motstå komfortminskning bedöms potentialen för en ny, sänkt abonnerad effekt uppgå till åtminstone 23,4–24,4 MW.

Potentialen begränsas i stor utsträckning av den återvändande last som uppstår då hushållen tillåts återhämta det effektbehov som tidigare styrts bort. Då de kritiska effekttoppar som laststyrning genomförts på pågår under en lång tid, upp till 5–10 timmar, uppstår återvändande last innan laststyrningen avslutats och som en konsekvens av detta behöver en större mängd effekt omfördelas. Störst potential för laststyrning återfinns genom eluppvärmning, vilken uppgår till en storleksordning större än potentialen för varmvattenberedning. Omfördelning av effekt från varmvattenberedning beror i stor utsträckning på förmågan att kunna identifiera de varmvattenberedare som faktiskt uppvisar ett effektbehov.

Laststyrningen har en marginell påverkan på medellastfaktorn, men en större påverkan på den nya indikatorn för nätutnyttjande, utnyttjningsgraden.

VI

Förord

Jag vill börja med att rikta ett stort tack till alla mina klasskamrater under de fem senaste åren, som alla i olika utsträckning hjälpt till att ta mig igenom den här utbildningen. Ingen nämnd, ingen glömd och ni vet vilka ni är. Ett stort tack även till samtliga inblandade på Sala-Heby Energi, vilka möjliggjort detta examensarbete. Tack till Tommy Jönsson, som var den som öppnade dörren för mig hos Sala-Heby Energi och vilken även var drivande i den inledande fasen vad gällde att hjälpa mig att få möjligheten att skriva mitt examensarbete hos företaget. Ett stort tack till min handledare på Sala-Heby Energi Elnät, Oscar Forsman, som gett mig möjligheten att få vara med och utforma detta arbete i samförstånd med företaget och som varit behjälplig vad gäller att besvara frågor relaterade till mitt arbete. Ett stort tack till min ämnesgranskare Cajsa Bartusch, som trots tidsbrist valde att ta sig ann mig och mitt projekt och inte bara hjälpt till att guida mig genom den här processen utan även gett mig möjligheten att få delta i pågående forskningsprojekt inom området. Något som har varit oerhört lärorikt och givande. Tack även till övriga ämneskunniga personer som tagit sig tid att besvara mina mail, där ett extra tack går till Joakim Widén och Annica Nilsson på Uppsala universitet för erat bidrag. Stort tack också till min outtröttliga och mycket goda vän Emil Eriksson, som agerat bollplank och ställt upp med att besvara både enkla och komplexa frågor.

Ett stort tack till mina föräldrar och svärföräldrar som hjälpt till på alla tänkbara vis under alla dessa år, med allt från ekonomisk stöttning till barnpassning. Sist men inte minst, ett extra bamsestort tack till min underbara familj. Mina älskade barn och min kära fästmö som alltid finns där för mig och förgyller min tillvaro. Tack för att ni sätter livet i perspektiv och ger mig glädje var dag.

Niklas Ahlm

Salbohed, den 3 juni 2021

VII

Nomenklatur

Abonnerad effekt Den effektnivå vilken delvis styr elnätsföretagens _{kostnader mot överliggande nät}

Aggregator En aktör som aggregerar och erbjuder flexibilitetstjänster _{på marknaden} Anslutningspunkt Gränspunkten mellan underliggande och överliggande

elnät

Applikation Individuell teknisk apparatur, t.ex. varmvattenberedare _{eller värmepump} COP ”Coefficient of performance”. Indikerar effektiviteten hos

en värmepump Det ”laststyrda

scenariot”

Utvalt scenario för detaljerad analys: 50 procent kunddelatagande, tre timmar duration för laststyrning Direkt laststyrning Effektreducering av last genom direkt ingripande, vilket _{även kan ske fjärrstyrt} Direktverkande elvärme Uppvärmningssystem med luft som energibärande

medium

Duration för laststyrning Det maximalt totala antalet timmar laststyrning kan ske _{utan komfortminskning} Dygnsmaxeffekt Maximalt uppmätta timmedeleffektbehovet under en dag Efterfrågeflexibilitet Frivillig förändring av effektbehov utifrån någon signal Eluppvärmning Uppvärmning av hushåll där elektricitet används för att

driva processen

Flexibilitet Anpassning av elanvändning utifrån behov på elnätsnivå Gränstemperatur Utomhustemperatur vid vilken effektbehov för _{uppvärmning upphör}

Hård laststyrning 100 procent effektreducering

Intäktsramsregleringen Regelverk vilket styr elnätsföretagens intäkter Laststyrning Principiellt detsamma som efterfrågeflexibilitet Medellastfaktor Indikator för nätutnyttjande

Nätkoncessionen Regelverk gällande elnätsföretagens rätt till verksamhet Primär laststyrning Laststyrning som sker innan återvändande last uppstått Referensscenariot Ursprunglig lastprofil för anslutningspunkt Sala tätort Sekundär laststyrning Laststyrning som uppstår till följd av den återvändande

lasten

Tappvarmvattenflöde Den mängd varmvatten som tappas ur kran eller duschmunstycke

Timmedeleffekt Genomsnittlig effekt under en timme Utnyttjningsgrad Indikator för nätutnyttjande

Vattenburen elvärme Uppvärmningssystem med vatten som energibärande medium

Årsvärmefaktor Anger värmepumpens effektivitet över ett helt år Återvändande last Det ökade effektbehov som sker som följd av

VIII

Tabellförteckning

Tabell 1. Möjlig duration för laststyrning utan komfortminskning enligt litteraturen. . 16

Tabell 2. Parametrar för simulering av tappvarmvattenflöde. ... 21

Tabell 3. Fördelning av antalet personer per hushåll som andel av totala antalet hushåll för Sala Kommun år 2019 [43]. ... 22

Tabell 4. Antagna parametrar för modellen för varmvattenberedaren. ... 23

Tabell 5. Scenarion för simulering... 26

Tabell 6. Varierade parametrar för känslighetsanalys. ... 27

Tabell 7. Ny aggregerad toppeffekt efter laststyrning. ... 34

Tabell 8. Antal laststyrda grupper av hushåll per timme. ... 38

Tabell 9. Resultat från känslighetsanalys. ... 44

Figurförteckning

Figur 2. Varaktighetsdiagram för anslutningspunkten i Sala tätort. ... 8

Figur 3. Blockschema över styralgoritmens utformning. ... 26

Figur 4. Regressionsanalys av effektbehovet för uppvärmning. ... 28

Figur 5. Effektbehov för uppvärmning för den genomsnittliga villan i anslutningspunkt Sala tätort. ... 29

Figur 6. Tappvarmvattenflöde för respektive simulerad varmvattenberedare. ... 30

Figur 7. Tappvarmvattenflöde per timme för hushållsgrupp 100 i föregående figur. .... 31

Figur 8. Årlig energianvändning för simulerade förrådsberedare. ... 32

Figur 9. Timmedeleffektbehov för varmvattenberedning för hushållsgrupp 100. ... 33

Figur 10. Uppnådd abonnemangseffekt som funktion av kunddelatagande och maximal duration för laststyrning. ... 34

Figur 11. Medellastfaktor som funktion av kunddeltagande för respektive scenario för tillåten duration för laststyrning. ... 36

Figur 12. Utnyttjningsgrad som funktion av kunddeltagande för respektive scenario för tillåten duration för laststyrning. ... 36

Figur 13. Lastprofil för anslutningspunkt Sala tätort för det laststyrda scenariot. ... 37

Figur 14. Lastprofil för referensscenariot och det laststyrda scenariot för de timmar då laststyrning skett. ... 38

Figur 15. Totalt bortstyrd effekt för uppvärmning (högeraxel) samt effektbehov för uppvärmning för den genomsnittliga villan (vänsteraxel). ... 39

Figur 16. Ursprungligt aggregerat effektbehov för varmvattenberedning. ... 40

Figur 17. Aggregerat effektbehov för varmvattenberedning efter laststyrning. ... 41

Figur 18. Varmvattentemperatur för den varmvattenberedaren med lägst simulerad varmvattentemperatur under det utvalda intervallet för det laststyrda scenariot. ... 42

Figur 19. Återvändande värmelast för det laststyrda scenariot... 43

IX

Innehållsförteckning

2.1.1 Frekvensreglering ... 4 2.1.2 Effektbrist... 4 2.1.3 Ineffektiv resursanvändning ... 5 2.1.4 Lokala nätproblem ... 5 2.2 Elnätsföretag ... 5 2.3 Sala-Heby Energi AB ... 6

2.3.1 Sala-Heby Energi Elnät AB ... 6

2.3.2 Lastprofil Sala tätort ... 7

2.4 Tidigare studier ... 8 3 Teori 10 3.1 Efterfrågeflexibilitet ... 10 3.1.1 Typ av flexibilitet ... 10 3.1.2 Laststyrning ... 10 3.1.3 Återvändande last ... 11 3.1.4 Typ av laststyrning ... 11

3.1.5 Grader av efterfrågeflexibilitetens potential ... 12

3.1.6 Elnätskundernas perspektiv på elanvändning ... 13

3.2 Eluppvärmning av hushåll ... 14 3.2.1 Direktverkande elvärme ... 15 3.2.2 Vattenburen elvärme ... 15 3.2.3 Tolerans för styrbarhet ... 16 3.2.4 Gränstemperatur ... 16 3.3 Varmvattenberedning ... 17 3.3.1 Tappvarmvattenflöde ... 17 3.3.2 Varmvattenberedare ... 17 3.4 Indikatorer för nätutnyttjande ... 18 3.4.1 Medellastfaktor ... 19 3.4.2 Utnyttjningsgrad ... 19 4 Metod 20 4.1 Uppvärmningsfunktion ... 20 4.1.1 Effektdata ... 20

X 4.1.2 Temperaturdata ... 20 4.1.3 Effektbehov för uppvärmning... 20 4.2 Varmvattenberedning ... 21 4.2.1 Tappvarmvattenflöde ... 21 4.2.2 Omvandling av tappvarmvattenflöde ... 22 4.2.3 Varmvattenberedare ... 22 4.3 Laststyrning ... 23 4.3.1 Tidpunkter för laststyrning ... 24

4.3.2 Effektreducering samt duration av laststyrning ... 24

4.3.3 Återvändande last ... 24 4.3.4 Styralgoritm ... 25 4.3.5 De undersökta scenariona ... 26 4.4 Känslighetsanalys... 26 5 Resultat 28 5.1 Effektbehov för uppvärmning ... 28 5.2 Tappvarmvattenflöde... 29 5.3 Effektbehov för varmvattenberedning ... 31 5.4 Laststyrning ... 33 5.4.1 Omfördelning av effekttoppar ... 33 5.4.2 Indikatorer för nätutnyttjande ... 35

5.4.3 Det ”laststyrda scenariot” ... 37

5.4.4 Styrda hushållsgrupper... 38

5.4.5 Bortstyrd effekt för uppvärmning ... 39

5.4.6 Bortstyrd effekt för varmvattenberedning ... 39

5.4.7 Den återvändande lasten ... 42

5.5 Känslighetsanalys... 44

6 Diskussion 45 6.1 Regressionsanalys och uppvärmningsfunktion ... 45

6.2 Tappvarmvattenflöde och effektbehov för varmvattenberedning ... 46

6.3 Laststyrning ... 46

6.4 Duration för laststyrning ... 47

6.5 Kundperspektivet ... 48

6.6 Övriga begränsningar ... 49

6.7 Kunddeltagande och fördelning av uppvärmningssystem ... 49

6.8 Indikatorer för nätutnyttjande ... 50

6.9 Det laststyrda scenariot ... 50

6.9.1 Omfördelning av effekt för eluppvärmning ... 51

6.9.2 Omfördelning av effekt för varmvattenberedning ... 51

XI

1

1 Inledning

1.1 Introduktion

Det svenska energisystemet står inför stora utmaningar den närmsta framtiden. Med bakgrund av Parisavtalet som slöts 2015 har den svenska riksdagen satt upp klimatmål om att Sverige år 2045 ska ha uppnått noll nettoutsläpp av växthusgaser [1]. Detta har medfört att det svenska samhället står inför ett paradigmskifte. Projekt såsom svensk ståltillverknings omställning från fossila energikällor till elektricitet samt en alltmer växande elektrifierad fordonsflotta förväntas ställa stora krav på tillgång och tillgänglighet av elektricitet. Elanvändningen har de senaste 25 åren legat stabilt kring 130–140 TWh, med ett maxeffektbehov som 2014 uppgick till ca 25 000 MW [2]. I och med den förväntade elektrifieringen i samhället förutspås nu efterfrågan på elektricitet att 2045 nå nivåer om 190 TWh, med ett maxeffektbehov på 31 600 MW [3]. Även behovet av uppvärmning och luftkonditionering kommer vara en bidragande faktor till den ökade efterfrågan samt bidra till de högre effekttopparna i framtiden [4]. Effekttoppar i elnäten uppstår normalt under morgon och kväll, vilket anför att de till låg grad sammanfaller med produktionen från intermittenta källor såsom vind- och solkraft, med risk för obalans i elnäten som följd. Vidare kan vind- och solkraft anses relativt svåra att prognosticera i upp till 12–36 timmar i förväg [5] och därför riskerar dessa högre effekttoppar leda till kapacitetsbrist i elnäten då en stor mängd energi kan komma att behöva transporteras under korta tidsintervall [4].

Den förväntade efterfrågan på effekt till följd av laddning av elektrifierade fordon samt en ökad andel decentraliserad kraftproduktion kommer ställa ökade krav på elnäten [6]. Krav vilka de idag inte är dimensionerade för. I framtiden förväntas dessutom de europeiska elmarknaderna integreras till en högre grad. Detta i kombination med en ökad andel intermittent kraftproduktion kommer leda till att svensk vattenkraft i högre utsträckning kommer behöva exporteras för att fylla rollen som reglerkraft där tillgången på sådan är låg. En konsekvens av detta kommer bli ett ökat behov av flexibilitet på den svenska elmarknaden [5].

I syfte att lösa den framtida kapacitetsbristen kommer det därför troligen krävas en kombination av lösningar såsom energilagring, energieffektivisering, utbyggnad av elnät samt efterfrågeflexibilitet [4]. Att bygga ut elnäten kan ses som den mest intuitiva lösningen, men det utgör också en kostsamma samt tidskrävande åtgärd och klarar inte heller av att åtgärda problematiken vad gäller den obalans mellan produktion och efterfrågan som kan uppstå. Det är av den anledningen som efterfrågeflexibilitet har lyfts fram som lösningsförslag den senaste tiden, då den kombinerar potentialen att lösa både kapacitetsbristen samt balansfrågan, samtidigt som den har en relativt låg investeringskostnad [4]. Efterfrågeflexibilitet innebär att elkonsumenter agerar flexibelt genom att antingen höja eller sänka sitt effektuttag utifrån någon typ av signal. På så vis kan efterfrågeflexibilitet fungera som en reglerkraft som upprätthåller frekvensen i det svenska elnätet [6] genom utjämnande av effektuttag och reducering av effekttoppar [7] och även leda till förbättrade förutsättningar för en ökad penetration av förnybar

2

kraftproduktion [8]. Vidare kan efterfrågeflexibilitet även leda till minskat investeringsbehov av utökad kraftproduktion genom minskad risk för effektbrist, leda till att ”smutsig reservkraft” i lägre utsträckning behöver aktiveras samt minska förluster i nätet och kostnader mot överliggande nät [9]. Implementering av efterfrågeflexibilitet kan även innebära minskade utsläpp, ökad stabilitet i elnäten, minskade systemkostnader samt bidra till att lösa elnätens problematik på ett kostnadseffektivt sätt [4].

Potentialen för efterfrågeflexibilitet i Sverige har utvärderats. Hushållssektorn har identifierats som den sektor med störst potential, där småhus anges som den främsta källan till flexibilitet. Där har potentialen identifierats till 1500 MW sommartid och 5500 MW vintertid, där störst flexibilitet återfinns genom att styra eluppvärmning av hushållen under några timmar utan risk för att komforten i hushållen påverkas [9]. Samtidigt har en undersökning från 2018 visat att endast 10 procent av tillfrågade elnätsföretag vid studiens utförande hade kartlagt potentialen för efterfrågeflexibilitet hos sina kunder och det finns således ett behov av att överbrygga denna kunskapslucka [10].

Elkonsumenters förmåga att vara flexibla ökar även deras inflytande på elmarknaden, genom den ökade möjligheten till aktiva val samt förmåga att påverka sina elkostnader som uppstår. Dock innebär konsumentens låga intresse för sin elanvändning att minskade elkostnader utgör ett svagt incitament, men samtidigt kan andra drivkrafter till att bidra med flexibilitet finnas, såsom att bidra till samhällsnytta [9].

1.2 Syfte

Detta examensarbete syftar till att undersöka potentialen för att sänka den abonnerade effekten för Sala-Heby Energi Elnäts anslutningspunkt i Sala tätort genom hård, direkt laststyrning utifrån kritiska effekttoppar på nätnivå, med avseende på eluppvärmning samt varmvattenberedning hos hushåll inom säkringsstorleken 16–25 A. Hänsyn kommer tas till elnätskundernas villighet att delta i direkt laststyrning samt hur länge laststyrning kan ske utan att komfortminskning riskerar att uppstå. Detta kommer ske genom utvecklandet av en funktion som beskriver hushållens effektbehov för eluppvärmning samt en modell som beskriver effektbehovet för varmvattenberedning. Dessa kommer kompletteras med en modell för tappvarmvattenförbrukning. Vidare kommer en styralgoritm utvecklas för att säkerställa att definierade villkor efterlevs. Simuleringarna kommer utföras i MATLAB.

1.3 Avgränsningar

Denna studie undersöker endast potentialen för laststyrning hos villor med en säkringsstorlek på 16–25 A med elburen uppvärmning samt varmvattenberedning. Studien har baserats på data från år 2019 och resultaten ska således ses i den kontexten. Studien behandlar inte hur denna potential ska kunna förverkligas vad gäller teknisk utrustning och inte heller hur eller av vem denna utrustning ska finansieras. Ytterligare behandlas inte heller av vem eller hur den faktiska styrningen ska utföras. I de modeller som skapats finns inte heller någon återkoppling vad gäller faktorer såsom

3

inomhustemperatur eller väderprognostisering. Då syftet endast varit att undersöka potentialen för sänkt abonnemangseffekt har laststyrning endast skett efter signal om kritiska effekttoppar på elnätsnivå. Beräkning av de ekonomiska förtjänsterna har inte genomförts och efterlämnas till företaget att själva genomföra.

4

2 Bakgrund

2.1 Elnätsproblematik och dess relation till

efterfrågeflexibilitet

Det finns fyra problemområden inom dagens elnät där efterfrågeflexibilitet kan utgöra en del av lösningen. Dessa är frekvensreglering, effektbrist, ineffektiv resursanvändning samt lokala nätproblem, vilka alla är starkt sammankopplade [9].

2.1.1

Frekvensreglering

I varje ögonblick bör produktion och efterfrågan av elektricitet i elnäten vara lika, annars uppstår en obalans i elnätet. Frekvensen är ett mått på hur väl balansen i elnätet hålls och bör idealt vara 50 Hz. Ansvarig för att se till att balans råder i det svenska elnätet är Svenska kraftnät (SVK). Om frekvensen avviker för mycket från dess börvärde på 50 Hz riskerar elektrisk utrustning att gå sönder [9], där stora avvikelser skulle kunna leda till att elnätet kollapsar. Det idag enda ekonomiskt försvarbara sättet att lagra elektricitet på är att lagra vatten i vattenmagasin [5]. I framtiden tros två huvudscenarion kunna uppstå där efterfrågeflexibilitet kan bidra till att reglera frekvensen på elnätet. De tillfällen då låg intermittent kraftproduktion sammanfaller med hög efterfrågan, samt de tillfällen då hög intermittent kraftproduktion sammanfaller med låg efterfrågan [9]. Det vill säga, tillfällen där underskott eller överskott på elektricitet uppstår. Eluppvärmning har identifierats som en god källa till frekvensreglering för upprätthållandet av balansen i elnätet [9], men studier har visat att även kylskåp kan fylla en roll i detta avseende [11].

2.1.2

Effektbrist

När ett momentant underskott av elektricitet uppstår i elnätet benämns det effektbrist. Det är SVK:s ansvar att säkerställa att en effektreserv finns tillgänglig för att snabbt kunna öka kraftproduktionen under sådana tillfällen. Efterfrågeflexibilitet kan ha en stor roll i framtiden vad gäller hanteringen av effektbrist [9]. Vid effektbrist kan hushåll tillfälligt dra ner på sitt effektuttag för att på så vis minska efterfrågan av elektricitet i syfte att återställa balansen mellan utbud och efterfrågan. Detta skulle kunna innebära att investeringar i utbyggnad av kraftproduktion kan undvikas och leda till ett ekonomiskt effektivare system eftersom dessa effektbrister sällan uppstår mer än några timmar per år. Det har under en längre tid planerats att effektreserven ska fasas ut, men av olika anledningar har så ännu inte varit möjligt. Förhoppningen har varit att flexibilitet på elmarknaden skulle kunna ersätta denna, men tyvärr har inte utvecklingen gått så fort som förväntat. Nu är målsättningen i stället att effektreserven ska kunna fasas ut till 2025. Historiskt sett har risken för effektbrist varit störst vid låga temperaturer, vilket oftast infaller under vintertid. I framtiden kommer den stora skillnaden ligga i den allt större andelen av intermittent kraftproduktion i systemet, vilket kommer innebära att effektbrist i framtiden inte är lika starkt relaterat till låga

5

temperaturer som det är idag. Det är också viktigt att poängtera att en långvarig effektbrist kan innebära problem ”då efterfrågesidan inte har lika lång uthållighet som produktionssidan” [9]. Dock kan efterfrågeflexibilitet i stället aktiveras relativt snabbt [5].

2.1.3 Ineffektiv resursanvändning

En förutsättning för effektivare resursanvändning är timprisavtal, vilket innebär att hushållens elanvändning mäts och debiteras på timbasis och där priset för den enskilda timmen återspeglar behovet av flexibilitet i elnätet. Vid tillfällen då tillgången på elektricitet är god återspeglas detta genom ett lågt timpris och konsumenterna uppmanas således att öka sitt effektuttag, medan ett högt timpris återspeglar ett begränsat utbud och signalerar konsumenterna om ett behov av minskat effektuttag. På detta vis skulle den samhällsekonomiska kostnaden optimeras. En förutsättning för detta vore att efterfrågeflexibiliteten kommer med i prisbildningen på dagen-före-marknaden, vilket skulle innebära minskad volatilitet i prisbildningen. På kortare sikt handlar det även om att säkerställa integreringen av flexibla tjänster på ett sådant sätt att marknadsutvecklingen inte hämmas [9] eller så att elnätets driftsäkerhet inte offras [7].

2.1.4 Lokala nätproblem

Lokala nätproblem handlar traditionellt om kapacitetsbrist, vilket normalt sett har lösts genom en utbyggnad av det lokala elnätet. En ökad flexibilitet hos elnätsföretagens kunder skulle leda till ett jämnare effektuttag där höga effekttoppar kan minskas, vilket i sin tur skulle kunna innebära att behovet av utbyggnad minskar eller förskjuts in i framtiden. Ur elnätsföretagens perspektiv uppstår också fördelar tack vare minskade nätförluster samt ett minskat effektuttag mot överliggande elnät, vilket även detta kan innebära ekonomiska besparingar. En hög penetration av decentraliserad kraftproduktion samt elbilsladdning kommer i framtiden kunna innebära att lokal- och regionalnäten ställs inför problem de tidigare inte upplevt i form av just kapacitetsbrist, där bidirektionella effektflöden mellan det lokala nätet och det överliggande nätet kan uppstå [9]. Efterfrågeflexibilitet även leda till minskade kostnader till följd av minskade transmissionsförluster, minskat behov av underhåll samt framskjutning av utbyggnad av elnätet [12]. Minskade kostnader förväntas innebära lägre tariffavgifter för elnätsföretagens kunder. Intervjuer med elnätsföretag har visat att dessa ser efterfrågeflexibilitet som ett komplement till utbyggnad av elnäten, vilket på kort sikt möjliggör anslutning av nya kunder, men att utbyggnad av elnäten fortsatt kommer vara nödvändigt på lång sikt. De menar att det idag till viss del saknas incitament från deras sida för efterfrågeflexibilitet och att det finns frågetecken kring pålitligheten hos denna samt förmågan att säkerställa den faktiska leveransen från en inköpt tjänst och vidare nämns även intäktsramsregleringen som ett hinder [13].

2.2 Elnätsföretag

Som elnätskund är det inte möjligt att välja vilket elnätsföretag man vill sluta avtal med [9]. Detta styrs av geografisk placering, där det för varje enskild elnätskund endast finns

6

en elnätsägare att välja på. Elnäten utgör så kallade naturliga monopol, vilket innebär att de kan förse kunden med distribution av elektricitet till ”en lägre kostnad än två eller flera konkurrerande företag”. Varje elnätsföretag styrs av nätkoncessionen, vilket innebär att de ensamma har rätten, samt ansvar, att äga och driva elnät i dess område. Det innebär även att det finns strikta direktiv om utformningen av deras tariffer samt intäkter. Vidare får elnätsföretag enligt direktiven endast producera eller handla med elektricitet för att täcka sina egna nätförluster, vilket innebär att de endast kan nyttja efterfrågeflexibilitet för att effektivisera och optimera sin egen drift och inte bjuda ut denna på elmarknaden.

För elnätsföretagen kan avtal om laststyrning och efterfrågeflexibilitet antingen skapas direkt mellan företaget och kunden, eller genom en tredje aktör i form av en aggregator eller energitjänsteföretag. Elnätsföretag får dock endast bedriva verksamhet fram till kundens elmätare, vilket innebär begränsningar för deras möjlighet att styra enskilda applikationer i hushållen [9]. Om elnätsföretagen vill kunna styra enskilda applikationer i hushållen krävs det att företaget antingen förser kunden med rätt sorts incitament, såsom tidsdifferentierade tariffer, eller avtal med en tredjepartsaktör då elnätsföretagen inte heller får äga styrutrustning som monteras inne i hushållen. Att investera i utrustning för direkt laststyrning anses också kostsamt då kompositionen av uppvärmningssystem hos hushållen innebär stora variationer och höga kostnader som följd [14]. Ett tredje sätt för elnätsföretagen att påverka sina kunders elanvändning är genom att tillhandahålla verktyg för att visualisera denna, gärna i realtid, och på så vis indirekt styra kundernas effektuttag [10].

2.3 Sala-Heby Energi AB

Sala-Heby Energi är en kommunägd energikoncern som förser kunder i Sala och Heby kommun med elektricitet, fjärrvärme och energieffektiviseringstjänster. Inom koncernen finns elnätsföretaget Sala-Heby Energi Elnät AB (SHE) med 25 anställda, som driver det lokala elnätet i området.

2.3.1 Sala-Heby Energi Elnät AB

SHE har idag ca 14 000 anslutna elnätskunder fördelat över 500 transformatorstationer samt 1400 km ledningsnät, varav ca 440 km utgörs av luftledning och resterande av markkabel. I elnätet finns ett flertal anslutningspunkter mot överliggande nät. Den största av dessa återfinns i Sala tätort med ca 8100 elnätskunder fördelat över åtta linjer och med en abonnerad effekt mot överliggande elnät på 25 MW. I Sala finns även ett kraftvärmeverk som förser Sala-Heby Energis fjärrvärmekunder med värme och varmvatten. Kraftvärmeverket är utrustat med en turbin och en generator som kan användas för att producera elektricitet vid tidpunkter då elnätet är hårt belastat. Inom SHE:s elnät finns inga kända problem med överbelastning av elnätskomponenter eller kapacitetsproblem i transmissionsledningarna. Att lyckas sänka den abonnerade effekten, samt undvika straffavgifter till följd av överskridande av denna, skulle dock kunna leda till minskade utgifter för företaget samtidigt som det även skulle ha positiva följder för det överliggande elnätet. SHE införde 2006 en elöverföringsavgift i form av en

7

tidsdifferentierad effekttaxa, vilken har som syfte att uppmana deras kunder att förflytta deras elanvändning från tidpunkter med hög belastning på elnätet till tidpunkter med låg belastning på elnätet. Av de 8100 elnätskunderna i Sala tätort återfinns 4343 kunder inom säkringsgrupp 16–25 A. Av dessa är det ca 1235 kunder som dessutom är anslutna till fjärrvärmenätet. De genomsnittliga förlusterna i SHE:s nät uppgick 2019 till 3,529%.

2.3.2 Lastprofil Sala tätort

I Figur 1 nedan redovisas lastprofilen för SHE:s anslutningspunkt mellan det lokala nätet och det överliggande nätet i Sala tätort för år 2019. I figuren återfinns de förväntade säsongsvariationerna. Det ses även att det vintertid förekommer att effektuttaget understiger effektuttaget sommartid. Det kan förklaras med att vid dessa tillfällen har kraftvärmeverket i Sala ökat sin elproduktion i syfte att hjälpa till och stötta elnätet. Trots detta inträffar markanta effekttoppar vid ett flertal tillfällen under vinterhalvåret. Det i sin tur kan bland annat förklaras med det faktum att dessa inträffat vid tillfällen med extremt låga utomhustemperaturer, vilket medför att effektbehovet för uppvärmning i hushållen ökar. Parallellt med detta ökar också behovet av fjärrvärme, vilket kan ha som konsekvens att kraftvärmeverkets förmåga att producera elektricitet minskar. De fyra effekttopparna som tydligt kan identifieras under januari-mars har inträffat då utomhustemperaturen nått temperaturer på -20°C eller lägre. Den avvikande effekttoppen är den under december, då utomhustemperaturen endast varit -6°C. Noterbar är durationen av dessa toppar vilka, beroende på den definierade effektnivån för en effekttopp, kan uppgå till 5–10 timmar. Vidare återfinns även de klassiska nedgångarna i effektbehov under helger.

Figur 1. Lastprofil för anslutningspunkten i Sala tätort.

I Figur 2 redovisas effektuttaget för samma anslutningspunkt i form av ett varaktighetsdiagram. Där kan utläsas hur effektbehovet fördelar sig tidsmässigt under

8

året. Tydligt blir de få timmar under året som effektbehovet överstiger 20 MW. Toppeffekten uppgick år 2019 till 25,9 MW. För det undersökta året var den abonnerade effekten 27 MW, jämfört med dagens 25 MW. Medellastfaktorn för anslutningspunkten i Sala tätort uppgick till 0,7890 medan utnyttjningsgraden uppgick till 0,4462. För förklaring av medellastfaktor och utnyttjningsgrad, se avsnitt 3.3.

Figur 2. Varaktighetsdiagram för anslutningspunkten i Sala tätort.

2.4 Tidigare studier

I ett samarbete mellan Upplands Energi och Ngenic har ett projekt där det installerades smart styrutrustning på energibolagets kunders vattenburna elvärmesystem bedrivits. Energibesparingar på ca 10% uppnåddes genom jämnare inomhustemperatur och väderprognostisering. Vid ett styrtillfälle styrdes en timmedeleffekt på 1 MW bort, fördelat över 250 aktiva system. För att undvika nya effekttoppar till följd av den återvändande lasten genomfördes försiktig återanslutning samt nyttjande av solinstrålning [15].

I en studie utförd i Norge visades att styrning av varmvattenberedare med en effekt på 2 kW kan, beroende på tid under dygnet, ge en genomsnittlig timmedeleffektreducering mellan 0,18 och 0,60 kW per hushåll, med ett genomsnittligt värde på 0,50 kW [16]. I en annan studie har en styrbar effekt hos varmvattenberedare på ca 0,8 kW påvisats. Något som också enligt studiens författare överensstämmer med tidigare studier. Vidare visades att effektbehovet för direktverkande el kunde reduceras med 67 procent och att effekt på 4–5 kW har kunnat frigöras vid temperaturer mellan -10 och -15°C utan klagomål om försämrad komfort [17].

9

Studier har även visat på potential till effektreducering på 0,8–1 kW genom laststyrning av varmvattenberedare samt 3–5 kW för vattenburen eluppvärmning med lagringsmöjligheter och 0,3–5 kW för övrig eluppvärmning [18].

10

3 Teori

3.1 Efterfrågeflexibilitet

Det finns många definitioner av efterfrågeflexibilitet. En definition beskriver det som ”…en frivillig ändring av efterfrågad elektricitet från elnätet under kortare eller längre perioder till följd av någon typ av incitament” [9], medan andra menar att det även kan ske som respons på en signal [4]. En signal kan i det här fallet utgöras av en räkning, informationsblad, digital media eller visualisering av siffror.

3.1.1 Typ av flexibilitet

Det finns tre olika sätt som efterfrågeflexibilitet kan utövas på. Dessa utgörs av förflyttning av last, reducering av last samt ökning av last och kan antingen utföras av elnätskunden själv eller av en extern aktör [9].

3.1.1.1 Förflyttning av last

Förflyttning av last innebär att aktiviteter som kan utföras vid relativt godtyckliga tidpunkter, men inte undvaras, antingen förflyttas framåt eller bakåt från en tidpunkt med hög nätbelastning eller låg kraftproduktion till en tidpunkt med låg nätbelastning eller hög kraftproduktion. Detta innefattar aktiviteter så som uppvärmning, varmvattenberedning, elbilsladdning samt vissa hushållssysslor.

3.1.1.2 Reducering av last

Reducering av last innebär att en kund minskar sitt effektuttag då behov på nätet finns utan att senare behöva ta igen den förlorade energimängden. För hushållskunder kan detta innebära att tillfälligt frångå eluppvärmning genom att substituera denna, förslagsvis genom vedeldning, eller genom smart styrning där väderprognostisering utnyttjas.

3.1.1.3 Ökning av last

Ökning av last innebär att tillfälligt öka sitt effektuttag vid tillfällen då behov finns på elnätet, utan att senare minska sin energianvändning. Detta kan i hushåll ske genom att bostäder med kombinerat uppvärmningssystem helt övergår till eluppvärmning och tillfälligt slutar nyttja biobränslen.

3.1.2 Laststyrning

2012 antog Europaparlamentet ett energieffektiviseringsdirektiv, vilket säger att laststyrning är ”ett viktigt verktyg” i arbetet för en ökad energieffektivisering genom möjliggörandet av effektreducering eller förskjutning av last för elkonsumenter. Detta

11

kan antingen genomföras på egen hand av kunderna eller genom en tredjepartsaktör, såsom en aggregator, och därför ska dessa aktörer enligt direktivet behandlas på ett ”icke-diskriminerande sätt” [13]. Vissa applikationer lämpar sig olika väl för olika typer av laststyrning. Med laststyrning menas att en aktör, under samförstånd med elkonsumenten eller med dennas på förhand tillåtelse, fjärrstyr effektuttaget utifrån de behov som finns på systemnivå. Behov som oftast återspeglas i prisbildningen på marknaden [9]. Somliga menar att vissa applikationer i hushållen förblir svårstyrda utan tillgång till energilager, såsom belysning och kaffekokare [8]. Värmeapplikationer, likt elradiatorer och eluppvärmda varmvattenberedare, likväl som kyl och frys, kan laststyras under en kortare tid utan risk för minskad komfort. Bortsett elradiatorer bygger samtliga dessa applikationer på en inneboende tröghet och har den fördelen att de kan slås av eller på i viss utsträckning utan att leda till någon märkbar påverkan för konsumenten, förutsatt att temperaturen hålls inom ett visst intervall [9]. Värmesystem lämpar sig extra väl för efterfrågeflexibilitet jämfört med vitvaror tack vare dess relativt höga effektbehov samt det faktum att dessa även kan nyttja byggnaders termiska tröghet utan att i allt för stor utsträckning riskera komforten i byggnaden [19]. Extra väl lämpar sig eluppvärmda vattenburna värmesystem, där systemets potential skulle kunna ökas genom ett energilager i form av en ackumulatortank [8]. Att nyttja elbaserade värmesystem såsom värmepumpar och elpannor kan ses som ”lågt hängande frukter” tack vare kombinationen av dess tekniska egenskaper samt det faktum att dessa står för den största andelen av elanvändning i småhus [20].

3.1.3 Återvändande last

Då förflyttning av last genomförs kommer en återvändande last uppstå vid det tillfälle den frånkopplade applikationen tillåts att ta igen den energi som styrts bort under den tid den varit frånkopplad. Detta gäller framför allt applikationer som bygger på uppvärmning och kylning, såsom eluppvärmning, kyl och frys samt varmvattenberedning. Problem kan uppstå då flertalet laster återkopplas samtidigt eftersom dessa då kommer ha ett större effektbehov än om laststyrning inte hade skett, samt att denna återvändande last riskerar att aggregeras. Det kan leda till att nya effekttoppar uppstår och för att undvika detta krävs smart återkoppling där man undviker att frånkopplade laster återkopplas samtidigt. Under långvariga tidsperioder med låga temperaturer kommer således den potentiella durationen för laststyrning bli kortare samtidigt som den återvändande lasten kommer vara större [9], [17].

3.1.4 Typ av laststyrning

Inom efterfrågeflexibilitet kan laststyrningen delas in i två olika typer, indirekt respektive direkt laststyrning.

3.1.4.1 Indirekt laststyrning

Indirekt laststyrning bygger på prisbaserade program, även kallat implicit efterfrågeflexibilitet [9], vilket innebär att konsumenter reagerar på tidsdifferentierade elpriser vilka skickar signaler om när det finns behov av flexibilitet på elnätet. Konsumenten kan då välja att antingen reducera eller förflytta dess effektbehov. Dessa

12

tidsdifferentierade elpriser kan gälla både elnätsavgift, likväl som elhandel [4]. Det finns tre huvudsakliga prissättningsmetoder inom implicit efterfrågeflexibilitet. Bland tidsdifferentierade elnätsavgifter, ofta refererat till som time-of-use-tariff (TOU-tariff), består den vanligaste modellen av en avgift separerad i två delar.. Under dagtid är avgiften högre, medan den under nätter och helger är lägre eller gratis. En snarlik modell är den som kallas critical-peak-pricing (CPP), där en extra hög avgift tas ut för de absolut mest kritiska effekttopparna. Den tredje modellen är den där elpriset i realtid reflekterar spotpriset och refereras därför till som realtidspris (RTP) [21]. Studier har visat att konsumenter inom bostadssektorn reagerar positivt på tidsdifferentierade elpriser och att potentialen ökar då den kombineras tillsammans med energiåterkoppling samt avancerad teknologi [4]. Därför är det även viktigt med en elprisbildning som på ett korrekt sätt reflekterar efterfrågeflexibilitetens värde [7]. Studier har även visat att konsumenter är villiga att reducera sitt effektuttag enbart som svar på energiåterkoppling, något som antyder att tidsdifferentierade elpriser inte behöver vara ett kriterium. Detta har även setts inom energiintensiva sektorer [4].

3.1.4.2 Direkt laststyrning

Direkt laststyrning bygger på incitamentbaserade program, även kallat explicit efterfrågeflexibilitet [9], är mindre vanligt förekommande och används främst mot energiintensiva kunder. Modellen bygger på principen att kunderna får betalt mot att antingen tillåta distansstyrning av dess effektuttag eller genom att själva reducera eller förflytta sitt effektbehov [4], där olika typer av kostnadsavdrag är en vanlig ersättning för deltagande i sådan typ av flexibilitet [21]. Direkt laststyrning kan antingen ske genom hård eller mjuk laststyrning, där hård laststyrning innebär att en last bortkopplas helt medan mjuk laststyrning innebär att en last reduceras. Detta i sin tur kan göras antingen på applikationsnivå eller på den totala lasten [9]. Denna typ av avtal kan också implementeras på hushållssektorn och där skulle en aggregator kunna ha en viktig roll att spela [5]. Problemet med denna typ av avtal kan vara att validera hur stor effekt som faktiskt har styrts bort, vilket innebär att det kan finnas fördelar i indirekt laststyrning.

3.1.5 Grader av efterfrågeflexibilitetens potential

I syfte att beskriva efterfrågeflexibilitetens potential är det av vikt att identifiera olika grader av potential. Det finns tre nivåer av potential: teknisk, ekonomisk och marknadspotential [21].

3.1.5.1 Teknisk potential

Med teknisk potential avses den teoretiskt maximala potentialen som finns tillgänglig för laststyrning. I detta avseende tas varken hänsyn till elkonsumenternas inställning till att vara flexibla eller de ekonomiska aspekterna. Den tekniska potentialen kan således ses som ett idealfall där alla elkonsumenter är villiga att delta och faktorer såsom investeringskostnader och avkastning inte är av vikt [21]. Vidare kommer inte denna potential att kunna uppnås på grund av sammanlagringseffekten, vilket innebär att den

13

maximala potentialen för flexibilitet inte kommer finnas tillgänglig vid samma tidpunkt för alla hushåll [9].

3.1.5.2 Ekonomisk potential

I den ekonomiska potentialen tas hänsyn till de ekonomiska aspekterna av laststyrning. En potentiell faktor kan vara elkonsumentens återbetalningstid, vilken kommer ha som följd att den ekonomiska potentialen är lägre än den tekniska. Starkt sammanlänkad med återbetalningstiden är investeringskostnaden för styrutrustning och hur denna ska finansieras kan utgöra ett stort hinder. Om konsumenterna inte är villiga att bära kostnaden för investeringen förutsätts att t.ex. en aggregator står för den, vilket påverkar affärsmodellen [21].

3.1.5.3 Marknadspotential

Marknadspotentialen reflekterar den faktiskt uppnåbara potentialen. Här tas även hänsyn till elkonsumenternas inställning till deltagande i efterfrågeflexibilitet. För att uppnå den ekonomiska potentialen krävs ett 100-procentigt deltagande från konsumenterna, vilket sällan kommer vara fallet [21]. För att kunna avgöra den faktiskt utförbara potentialen vad gäller efterfrågeflexibilitet finns det därför anledning att undersöka konsumenternas inställning till detta samt vilka incitament som krävs och de drivkrafter som dessa besitter för att vilja agera flexibelt.

3.1.6

Elnätskundernas perspektiv på elanvändning

En viktig faktor för att komma åt efterfrågeflexibilitetens potential handlar om att upplysa elnätskunderna om deras påverkan på elnätsnivå och utbilda dem inom ämnet. 3.1.6.1 Den osynliga varan

Ett problem som ofta lyfts när det gäller förverkligandet av efterfrågeflexibilitetens potential är konsumenternas bristande intresse för sin elanvändning. Det låga intresset kan bland annat förklaras i att elräkningens andel av hushållens totala kostnader ofta inte är stor nog att skapa intresse kring denna och elen förblir en ”osynlig vara” för elkonsumenterna [9]. Något som också förstärks av den höga försörjningstrygghet vi har i det svenska elnätet [5].

3.1.6.2 Kunskapsbrist

Det finns idag en bristfällig kunskap hos elkonsumenter om deras inflytande gällande efterfrågeflexibilitet. Detta utgör således ett hinder för förverkligande av denna. För att tydliggöra detta för hushållen har det tagits fram förslag om att detta i framtiden ska bli en del av energideklarationen [9]. Många elkonsumenter känner idag inte till begreppet efterfrågeflexibilitet och både ekonomiska incitament samt miljömässiga drivkrafter upplevs knapphändiga och även administrativa kostnader för möjliggörandet av flexibilitet anges som ett hinder [13]. Det är också av vikt att elkonsumenten får vara med och utforma de affärsmodeller och tjänster som behövs för att förverkliga potentialen

14

för efterfrågeflexibilitet [9]. Detta är en förutsättning för att avtalen och tjänsterna ska tilltala dem. Vidare finns det även frågetecken kring konsumenternas drivkrafter och beteendeförändringar [7].

3.1.6.3 Levnadsmönster

Även med rätt teknik och styrutrustning kvarstår hinder för förverkligande av efterfrågeflexibilitetens maximala potential, på grund av de levnadsmönster och vanor som existerar inom hushåll. Därför kan teknologi eller fjärrstyrning endast delvis minska de effekttoppar som uppstår på kvällarna, då vissa av de aktiviteter som sker kvällstid, såsom matlagning och duschning, är aktiviteter som människor själva utför [4]. Matlagning är ett bra exempel på en aktivitet som besitter låg grad av flexibilitet för vid vilken tidpunkt den kan utföras. I en studie visades att även om majoriteten av hushåll var villiga att förändra sina levnadsvanor baserat på en införd TOU-tariff, så finns det hushåll där villigheten att anpassa sina levnadsvanor efter en sådan styrsignal är låg [12].

3.1.6.4 Möjliggörande teknik

Då efterfrågeflexibiliteten kan bestå av komplexa incitament kan teknologiska lösningar vara av vikt för att hjälpa konsumenterna att förverkliga sin flexibilitetspotential [4]. Energiåterkoppling i form av displayer samt automatisk styrning, likt automatiska termostater, hjälper till att synliggöra behovet för flexibilitet för elkonsumenterna samt minskar behovet av fysiskt ingripande från dessa. Detta innebär att teknik som ofta används för energieffektivisering likväl kan användas i syfte att skapa efterfrågeflexibilitet genom att öka, minska eller förflytta effektbehovet [9]. Detta innefattar även investering i teknik som möjliggör automatisk styrning av värmepumpar, varmvattenberedare samt övriga hushållsapplikationer mot elpris [8].

3.1.6.5 Konsumenters inställning till laststyrning

Det finns en stor osäkerhet vad gäller elkonsumenters inställning till laststyrning, framför allt då det gäller inställningen till att låta en tredjepartaktör utöva fjärrstyrning. I en studie anger författarna att 32 – 57 procent av hushåll kan tänka sig vara flexibla i olika utsträckning, beroende på typ av styrform och avtal [5]. I SHE:s elnät har tidigare studier utförts om indirekt laststyrning. I studien angav 499 av 500 elnätskunder att de anpassade sin elanvändning till den införda TOU-tariffen genom att förflytta tvätt, disk samt varmvattenberedning till timmar på dygnet då elen är billigare [12]. En fortsättningsstudie visade även att kunderna sex år senare fortfarande reagerade på den införda tariffen genom att anpassa sin energianvändning [22].

3.2 Eluppvärmning av hushåll

Uppvärmning med el kan delas upp i två olika typer baserat på det medium de använder och de egenskaper detta för med sig för de bägge systemtyperna. Dessa är direktverkande elvärme respektive vattenburen elvärme och redogörs för nedan.

15

3.2.1 Direktverkande elvärme

Med direktverkande el hänvisas normalt till elradiatorer. I elradiatorer genereras värme genom resistorer och det elektriska motstånd som dessa skapar. Detta har som följd att om en elradiator slås ifrån kommer värmetillförseln upphöra omgående då tekniken inte besitter någon inbyggd värmetröghet [23]. Verkningsgraden för en elradiator kan antas till 100 procent då all elektrisk energi omvandlas till värmeenergi.

Luft-luftvärmepumpar hör per definition inte till direktverkande el och använder sig inte av elektriskt motstånd likt elradiatorer, men trots detta finns det många likheter i systemet på det viset att inte heller en luft-luftvärmepump har en inneboende tröghet. En luft-luftvärmepump använder utomhusluft som värmekälla och avger värme i form av varmluft. Detta innebär att dess verkningsgrad står i direkt relation till förhållandet mellan utomhus- och inomhustemperaturen [24]. Verkningsgraden för en värmepump återges av dess COP-värde, vilket är en reflektion av hur stor mängd elektrisk energi som krävs för att skapa en viss mängd värmeenergi. Då COP-värdet varierar med utomhustemperaturen kan årsvärmefaktorn användas som ett mått på värmepumpens effektivitet över ett helt år. För en luft-luftvärmepump i Sverige kan årsvärmefaktorn variera mellan 2,3–4,1 [25]. Luft-luftvärmepumpar är sällan dimensionerade att klara extremt låga temperaturer, vilket föranleder att de ofta används som ett komplement till, eller kompletteras med, antingen direktverkande elradiatorer samt/eller vedeldning.

3.2.2 Vattenburen elvärme

Med vattenburen elvärme menas värmesystem där vatten används som energibärande medium, men där elektrisk energi används för att driva processen. Vatten värms för att sedan cirkuleras i ett slutet system bestående av vattenburna radiatorer och/eller vattenburen golvvärme, där värme avges från vattnet till omgivningen. Detta kan innefatta elpannor likväl som bergvärme-, markvärme-, sjövärme-, luft-vatten- eller frånluftpumpar. Medan en elpanna använder elektriskt motstånd för att värma vattnet, med en verkningsgrad på 100 procent, nyttjar de vattenburna värmepumparna en extern värmekälla på samma sätt som luft-luftvärmepumpen. Bergvärmepumpen utvinner energi från berggrunden, markvärmepumpen den värme som finns lagrad i det yttersta jordlagret, sjövärmepumpen nyttjar sjövatten som energikälla, luft-vattenvärmepumpen använder utomhusluften som källa och från-luftvärmepumpen återvinner energi från inomhusluften. Bortsett luft-vattenvärmepumpen kan samtliga dessa värmekällor antas ha relativt konstanta temperaturer, vilket innebär att även de vattenburna värmepumparnas COP kan anses relativt konstant. Precis som luft-luftvärmepumpar är dessa inte dimensionerade att klara extrema utetemperaturer, vilket föranleder att vid en viss temperatur måste en elpatron aktiveras för att stötta den kompressor som annars driver processen i värmepumpen. Det har som följd att det vid en viss utomhustemperatur uppstår en brytpunkt vid vilken effektbehovet för uppvärmningssystemet ökar markant [26].

16

3.2.3 Tolerans för styrbarhet

Till skillnad från den direktverkande elvärmen har den vattenburna elvärmen en fördel då vatten används som medium, vilket föranleder en större tröghet i systemet. Detta innebär att värmeenergi fortsatt kan avges trots att systemet har slagits ifrån [23]. På så vis finns det i hus med vattenburna värmesystem en större tolerans för laststyrning av uppvärmningssystemen jämfört med ett likvärdigt hus som värms med direktverkande el. Det innebär att man över lag kan anta en snabbare avsvalning av inomhustemperaturen i de hus där direktverkande elvärme används som huvudsaklig värmekälla. Detta i sin tur har påverkan på hur länge som laststyrning av uppvärmningen kan utföras, samt med vilken effektreducering, utan att riskera komforten [9]. Det kan vid extremt låga temperaturer dessutom uppstå scenarion då värmesystemen inte klarar av att förse byggnaderna med det värmebehov som finns, vilket kommer ha som följd att inomhustemperaturen sjunker medan effektbehovet inte ökar nämnvärt [20]. Konsekvensen av detta kan bli att det redan innan laststyrning påbörjats har skett en viss komfortminskning.

Vid effektreducering sjunker inomhustemperaturen i relation till mängden värmeenergi som styrs bort. Då avsvalningshastigheten i en byggnad är direkt relaterad till differensen mellan utomhus- och inomhustemperaturen kommer avsvalningshastigheten vara störst i början, för att sedan avta i takt med att inomhustemperaturen sjunker. Hur stort värmeläckage som sker i en byggnad styrs av flertalet faktorer, bland annat bostadsyta [9], men även isoleringsgrad, typ av byggnad samt byggnadens täthet [20]. Ett stenhus har en större inneboende tröghet än ett trähus, men i ett otätt hus kommer värmeläckaget vara stort oavsett byggnadens inneboende tröghet [20].

I litteraturen går uppgifterna isär gällande hur stor effektreducering som kan ske och under hur lång tid utan att riskera komfortminskning. En sammanställning av litteraturen återges i Tabell 1. Definitionen av komfortminskning varierar, men kan sammanfattas som att laststyrning kan ske utan klagomål eller med en maximal minskning av inomhustemperaturen på 1–2°C. Ca 10 kWh värmeenergi kan styras bort i ett normalstort hus utan att inomhustemperaturen sjunker med 1°C [20].

Tabell 1. Möjlig duration för laststyrning utan komfortminskning enligt litteraturen. Effektreducering [%] Typ av uppvärmning Duration [h] Källa

67 Direktverkande 2 [17]

100 Vattenburen ≥ 3 [20]

100 Direktverkande ≤ 3 [8]

3.2.4 Gränstemperatur

Bland annat solinstrålning samt värme från personer, apparater och belysning bidrar med tillförsel av gratis värmeeffekt till en byggnad. Det innebär att värmeeffekt inte alltid måste tillföras aktivt via ett värmesystem även om utomhustemperaturen understiger den önskade inomhustemperaturen. Den temperatur vid vilken uppvärmningsbehovet i en byggnad upphör kallas för gränstemperaturen.

17

Gränstemperaturen är beroende av bland annat byggnadsspecifika egenskaper såsom hur väl byggnaden är isolerad, men även av storleken av den gratis värmeeffekt som uppstår i byggnaden. För äldre byggnader kan gränstemperaturen antas uppstå vid 17°C, men för nyare hus kan den antas inträffa något lägre [27].

3.3 Varmvattenberedning

För att förse ett hushåll som har elburen uppvärmning med varmvatten används en varmvattenberedare. Hur ofta och hur länge en varmvattenberedare måste arbeta för att hålla vattentemperaturen i beredaren tillräckligt hög står i direkt relation till den mängd varmvatten som tappas från beredaren samt dess standby-förluster.

3.3.1 Tappvarmvattenflöde

Den genomsnittliga svensken duschar i 7,4 minuter [28]. Vidare uppgår tappvarmvattenflödet vid en dusch uppgår till 10 l/minut, ett standardbad till 140 liter och tappvarmvattentemperaturen kan antas till 40°C [29]. Förbrukningen av tappvarmvatten står i relation till sammansättningen av hushållet vad gäller bland annat antal personer i hushållet samt individernas ålder. Tappvarmvattenförbrukningen uppgår enligt tillgängliga schablonvärden till 44 l/person/dag, medan energibolag anger att den genomsnittliga personen använder 75–100 l/person/dag, samtidigt som undersökningar med lågt statistiskt urval pekar mot en förbrukning på 27–41 l/person/dag [30].

3.3.2 Varmvattenberedare

I eluppvärmda småhus, vilka används som permanenta bostäder, finns två huvudsakliga sätt att värma varmvatten. Antingen via en förrådsberedare, vilken värmer varmvatten genom ett värmeaggregat, eller en värmepumpsberedare, vilken via en vattenburen värmepump kan förses med varmvatten. Den genomsnittliga energianvändningen för uppvärmning av varmvatten uppgår enligt schablonberäkningar till 3–5 kWh/person/dygn eller 1000–1800 kWh/person/år, medan den för de nämnda undersökningarna beräknas till 800 kWh/person/år [30].

3.3.2.1 Förrådsberedare

En förrådsberedare värmer inkommande kallvatten via ett värmeaggregat till en inställd börtemperatur. Varmvatten tappas från toppen på beredaren medan det ersättande kallvattnet införs i botten på beredaren då vatten tappas. När vattentemperaturen sjunker som följd av att varmvatten tappas och ersätts med kallvatten aktiverar termostaten, vilken sitter några centimeter ovanför botten, värmeaggregatet i beredaren [16]. Inkommande kallvatten kan antas till 10°C [29] och termostatens tillåtelseintervall kan antas till 4°C [16], inom vilket temperaturen i varmvattenberedaren tillåts vara. En familj på fyra till fem personer kan antas ha en varmvattenberedare med en angiven volym på 200 liter [31], för vilka en effekt på 3 kW kan antas [29]. Den uppmätta volymen uppgår dock i genomsnitt endast till 187 liter och den genomsnittliga temperaturen i

18

varmvattenberedaren som dess termostat ämnar upprätthålla uppgår till 66°C [31]. De årliga genomsnittliga standby-förluster som uppstår då varmvatten inte tappas uppgår till 644 kWh/år. För att förhindra uppkomsten av legionellabakterier bör vattentemperaturen i varmvattenberedaren helst överstiga 60°C [32].

De energiförluster som uppstår då vatten tappas från varmvattenberedaren kan beskrivas med Ekvation 1

Q_tapp= V_varm∗ c_p∗ (T_vvb− T_kv) (1) där Qtapp anger energiförlusterna i Watt, Vvarm anger volymen varmvatten som tappas

från varmvattenberedaren, cp anger vattnets värmekapacitet, Tvvb anger temperaturen

på vattnet i beredaren och Tkv anger temperaturen på det inkommande kallvattnet [33].

Vidare kan de momentana standby-förlusterna beräknas genom att anta konstanta och jämnt fördelade förluster enligt Ekvation 2

Q_standby= E_förlust∗ 1000/8760 (2)

där Qstandby anger standby-förlusterna i watt och Eförlust anger värmeförlusterna i

kWh/år. Genom att kombinera Ekvation 1–2 kan sedan de totala momentana energiförlusterna för beredaren beräknas enligt Ekvation 3

Q_ut= Q_tapp+ Q_standby (3)

Temperaturen på vattnet i varmvattenberedaren kan sedan beräknas med Ekvation 4

T_vvb,i+1=Pin,i− Qut,i

V_vvb∗ c_p + Tvvb,i (4)

där Tvvb,i+1 anger vattentemperaturen i beredaren i efterföljande tidssteg, Pin,i anger

värmeaggregatets effekttillförsel, Qut,i anger energiförlusterna, Vvvb anger

varmvattenberedarens volym, cp anger vattnets värmekapacitet och Tvvb,i anger

nuvarande vattentemperatur i beredaren [34]. 3.3.2.2 Värmepumpsberedare

I ett system med vattenburen värmepump kan värmepumpen nyttjas för att värma varmvatten till dusch, bad och disk. Detta leder till energibesparingar då 1 kWh elektricitet kan generera ca 3 kWh varmvatten [35]. Med moderna värmepumpar kan vatten värmas upp till 60–70°C, tillräckligt höga temperaturer för att tillfredsställa kriterierna vad gäller tillväxt av legionellabakterier samt tillgänglig mängd tappvarmvatten.

3.4 Indikatorer för nätutnyttjande

Intäktsramsregleringen styr hur stor andel av elnätsföretagens kostnader som får överföras till elnätskunderna genom elöverföringsavgiften. Den delas upp i två

19

huvuddelar, kapitalkostnader och löpande kostnader, där den senare även delas upp i påverkbara och opåverkbara kostnader. De opåverkbara kostnaderna får direkt överföras till elnätskunderna, medan de påverkbara kostnaderna berörs av ett effektiviseringskrav [9].

3.4.1 Medellastfaktor

Effektivt nätutnyttjande utgör en bedömningspunkt vid fastställandet av vilken intäktsram elnätsföretagen tilldelas. En indikator för att bedöma hur effektivt ett elnät nyttjas och således fastställa de påverkbara kostnaderna är genom att beräkna medellastfaktorn. Medellastfaktorn är en indikator för hur jämn belastningen av ett elnät är och beräknas enligt Ekvation 5

Lf =Lfdygn

Dt (5)

där Lf är medellastfaktorn, Lfdygn beräknas som kvoten mellan dygnstimmedeleffekten

och dygnsmaxtimeffekten och Dt är antalet dagar under året [36]. Indikatorn för

medellastfaktorn har för år 2020–2023 satts till 0,8300.

3.4.2 Utnyttjningsgrad

Från och med 2021 ska samtliga elnätsföretag, förutom transmissionsnätsföretag, även rapportera in indikatorn utnyttjningsgrad. Energimarknadsinspektionen har ännu inte beslutat huruvida utnyttjningsgraden ska ersätta eller komplettera den tidigare medellastfaktorn, men oavsett huruvida den kommer ligga till grund för intäktsramsregleringen eller ej ämnar Energimarknadsinspektionen att nyttja indikatorn för att följa och utvärdera utvecklingen av smarta elnät. Utnyttjningsgraden anses lättare att påverka än medellastfaktorn för elnätsföretagen och ska skapa större incitament för dessa att reducera sina högsta effekttoppar [37]. Utnyttjningsgraden är en indikator på hur jämnt en last fördelats över ett år och beräknas som medelvärdet av samtliga dygnsmedeleffekter dividerat med medelvärdet av de fyra högsta dygnsmaxeffekterna i anslutningspunkterna mot överliggande nät [38], enligt Ekvation 6

Utnyttjningsgrad = ∑ ∑24i=1Pi 24 d j=1 d ∑4 P_max,dygn,k k=1 4 (6)

där Pi anger timmedeleffekten för timme i och Pmax,dygn,k anger de fyra respektive

20

4 Metod

I syfte att undersöka potentialen för att sänka den abonnerade effekten i SHE:s anslutningspunkt i Sala tätort har en simuleringsmodell utvecklats i MATLAB. Simuleringmodellen bygger på en uppvärmningsfunktion, en modell som beskriver tappvarmvattenflöde, en modell med vilken effektbehovet från en varmvattenberedare simulerades samt styrvillkor vilka avgör när och hur länge laststyrning ska ske.

4.1 Uppvärmningsfunktion

I syfte att beskriva det kollektiva timmedeleffektbehovet för uppvärmning har en funktion utvecklats vilken beskriver detta beroende av utomhustemperaturen. Vidare redogörs för tillvägagångssättet samt den data som legat till grund för funktionen.

4.1.1 Effektdata

Förbrukningsdata för hushåll från tre bostadsområden, vilka ansetts representativa för det aggregerade hushållskollektivet, handplockades i syfte att användas vid framtagandet av uppvärmningsfunktionen. För att exkludera eventuella sommarstugor, eller av annan anledning avvikande hushåll, från dataserien exkluderades de kunder vars energianvändning understeg 10 procent av den kollektiva årliga medelenergianvändningen. Vidare exkluderades även två kunder för vilka data för det undersökta året var inkomplett. Detta föranledde att totalt 163 av de ursprungliga 183 elnätskunder återstod, vilkas timmedeleffekt sedan låg till grund för beräkningarna.

4.1.2 Temperaturdata

Den temperaturdata som låg till grund för uppvärmningsfunktionen hämtades från SMHI:s hemsida för station ”Sala A” [39], belägen strax öster om Sala. Dataserien bestod av uppmätt temperatur för varje timme för 2019. I dataserien som användes saknades två timvärden, kl. 11.00 2019-10-15 samt kl. 08.00 2019-10-18. För att åtgärda detta interpolerades de saknade värdena med hjälp av de två närmast kringliggande datavärdena.

4.1.3 Effektbehov för uppvärmning

Under nätter kan hushållens effektbehov antas nästan enbart utgöras av uppvärmning av hushållet, med undantag för viss hushållsel i form av nattbelysning, kyl och frys, standby-elektronik samt varmvattenberedning. Detta antagande kan nyttjas för att utveckla en funktion som återger effektbehovet för uppvärmning för hushåll beroende av utomhustemperatur [40]. I detta examensarbete har denna metodik använts.

Tidpunkten för isolering av data valdes till 00.00-04.00. Under dessa timmar kan majoriteten av de boende i hushållen antas sova, alternativt använda minimal hushållsel.