Institutionen för Tillämpad fysik och elektronik Umeå Universitet
2017-06-08
EN1730 Johan Smedh
Lokal effekttoppsreduktion med elbilar
En del av framtidens smarta elnät?
Johan Smedh - (johan_smedh@hotmail.com)
vt 2017 Examensarbete, 30 hp
Sammanfattning
Till följd av de klimatmål som Sverige satt upp för att bemöta klimatförändringar förväntas andelen in- termittent elproduktion öka, framförallt sol- och vindkraft. För att undvika dyra investeringar och kapaci- tetsförstärkningar tillföljd av den intermittent elproduktionen är det viktigt att det redan existerande elnätet effektiviseras och utnyttjas på ett smart sätt. En större andel förnyelsebar elproduktion är inte den enda förändringen som påverkar det svenska elsystemet. Antalet elbilar i den svenska personbilsflottan ökar stän- digt och som en viktig del för att nå nationella mål är det både troligt och önskvärt att den fortsätter att öka. Elbilarna för även med sig andra potentiella användningsområden än transport. På grund av batteriets lagringskapacitet kan el lagras under laddning men även återinföras på nätet med hjälp av Vehicle-to-Grid- teknik. Detta innebär att elbilen kan få sekundära användningsområden som kan bidra till, och vara en del av, framtidens elnät.
Syftet med arbetet har varit att studera lokal effekttoppsreduktion med hjälp av elbilens förmåga att återin- föra el till fastigheten då behovet är stort. Arbetet ska vidare besvara vilka ekonomiska incitament som kan uppstå på en lokal nivå samt hur potentialen ser ut för elbilen att verka som en aktiv del i ett smart elnät.
För att undersöka elbilens förmåga till effekttoppsreduktion har effektbehovet för de 755 lägenheter på om- rådet Lilljansberget i Umeå under år 2016 använts. En modell utvecklades i programvaran Excel vars syfte var att simulera hur urladdningen ifrån elbilarna, efter sista ankomsttid på dygnet, under ett års tid påverkar det nya effektbehovet till området. Modellen ska motsvara verkliga förhållanden varvid parametrar som be- rör effektbehov, elbilar, laddning och urladdning bestämts utifrån verkligheten och applicerats. Reduktionen optimerades sedan med tillägget What’sBest! varvid ett nytt maxbehov till området kunde bestämmas. Op- timeringen har skett på månads- och årsbasis samt med urladdningseffekter på 3,6 och 6,6 kW. Vidare har scenarion undersökts som gör gällande att andelen elbilar motsvarar 10, 20 och 30% av områdets bilar.
Arbetet visar att körmönstret för bilar korrelerar bra med höga effekttoppar vilket stärks av resultatet som visar att en reduktion är möjlig för de flesta scenarion kring 100 kW, motsvarande ungefär 25% av områdets tidigare maximala effektbehov. Reduktionen visar vidare på potential för lönsamhet då intäkterna, baserade på effekttariffer, överstiger degenereringskostnaderna av batterierna oavsett scenario och tidsspann för opti- meringen. Den mest lönsamma effektreduktionen sker på årsbasis med 20% elbilar där en årlig intäkt på ca 37 tSEK, inkluderat degenereringskostnader av batteriet, är möjlig. Intäkten fördelad på delaktiga elbilar är mellan 700 – 1400 kr per år. För att återspegla arbetets resultat i verkligheten bör även ett lokalt installerat batteri finnas för att bättre garantera reduktionen då tillfälliga förändringar gällande tillgängliga elbilar eller effektbehov uppstår.
En större effektreduktion har visat sig vara både möjlig men även direkt lönsamt. Däremot anses intäkterna, baserat på kostnader för effekttariffer, vara för låga i förhållande till utgifter och ersättning varvid ekono- miska incitament utifrån effekttariffer anses svårmotiverade. Fortsatt arbete gällande vidare värdering av effektreduktion behövs i syfte att ge svar på vilka ekonomiska ersättningar som kan bli aktuella. Den lokala effektreduktionen som studerats i detta arbete förändrar kraftigt effektbehvet för området men påverkan på elnätet som stort förblir litet. Därför dras slutsatsen att lokal effekttoppsreduktion med elbilar inte är en enskild lösning på framtidens förändrade elsystem men kan däremot vara med och bidra till ett smart elnät.
Abstract
Due to climate targets set up by Sweden to address climate change, the share of intermittent electricity gene- ration is expected to increase, especially solar and wind power. In order to avoid expensive investments and capacity enhancement, due to uneven electricity production, it is important that the already existing power grid is efficient and utilized in a smart way. A larger proportion of renewable electricity generation is not the only change that affects the Swedish electricity system. The number of battery electric vehicles (BEV) in the Swedish car fleet is constantly increasing and as an important part of achieving national targets it is both likely and desirable that it continues. BEVs also carry other potential uses than transport. Due to the battery’s storage capacity, electricity can be stored during charging but also returned later to the grid using Vehicle-to-Grid technology. This means that the BEV can have secondary applications, which can contribute to and be part of, the future power grid.
The purpose of this study has been to study local power reduction with help of battery electric vehicles ability to recharge electricity to the property when power need is high. The work will furthermore answer the financial incentives that may arise at a local level and how the potential is for BEVs to be an active part of a smart grid.
To investigate the potential of the BEVs power reduction, the power need for the 755 apartments in the area of Lilljansberget in Umeå for 2016 has been used. A model was then developed in Excel software, the pur- pose of which was to simulate how the discharges from BEVs, after last arrival time of the day, over a year’s time, affect the new power usage for the area. Since the model in Excel is intended to correspond to actual conditions, parameters related to electric cars, charging and discharging have been determined and applied.
The reduction was then optimized with the plug-in program What’s Best! whereby a new maximum usage for the area could be determined. The optimization has been done on a monthly and annual basis and with 3.6 and 6.6 kW discharge effects. Furthermore, scenarios have been investigated claiming that the proportion of BEVs corresponds to 10, 20 and 30% of the area’s car fleet.
The work shows that driving pattern for cars correlates well with high power peaks, which is reinforced by the results that show that a reduction is possible for most scenarios around 100 kW, corresponding to approximately 25% of the area’s previous maximum power need. The reduction further indicates potential for profitability, as revenue, based on power tariffs, exceeds the degeneration costs of batteries regardless of the scenario and time span for optimization. The most profitable power reduction occurs on an annual basis with 20% BEVs, with an annual revenue of approximately 37,000 SEK, including degeneration costs of the battery. Revenue distributed on participating BEVs is between 700 - 1400 SEK per year. In order to reflect the results of the work in reality, a locally installed battery should also be in place to better guarantee reduction as temporary changes to available BEVs or power usage arise.
A major reduction in power has proven to be both possible but also directly profitable. On the other hand, revenues, based on costs for power tariffs, are considered to be too low in relation to expenses and remune- ration, which makes such an investment difficult to motivate. Continued work on further valuation of power reduction is needed to provide answers to financial compensation that may be applicable. The local power reduction studied in this work greatly changes the power demand for the area but the impact on the grid remains largely small. Therefore, it is concluded that local power reduction with battery electric vehicles is not a solution to the future electrical system, but can at local level, contribute to a smart grid.
Nomenklatur
ηl Laddningsverkningsgrad
Eek Energikonsumtion för en elbil [kWh/km]
Ekap Lagrinskapacitet för elbilens batteri
El,t Total energimängd för daglig laddning [kWh]
Et Total daglig energimängd för transport Km Månadskoefficient
Lt Daglig körsträcka [km]
Ne Antal elbilar på Lilljansberget Purl Urladdningseffekt
AMR Automatic Meter Reading, mäter effektuttag och kommunicerar vidare information från elbilen BMS Battery Management System, tillåter kommunikation mellan batteri och växelriktare
Degenereringskostnad Beskriver kostnaden av batteriets försämrade kapacitet
Intermittent elproduktion Ojämn elproduktion, vanligtvis från vindkraft eller solceller SOC State of Charge, beskriver laddningstillståndet för batteriet
Vehicle-to-Grid Beskriver elbilens förmåga att återinföra el ifrån batteriet till elnätet
Innehåll
1 Inledning 1
1.1 Problemformulering . . . . 1
1.2 Syfte . . . . 2
1.3 Frågeställningar . . . . 2
1.4 Avgränsningar . . . . 2
2 Teori 3 2.1 Det svenska elsystemet - från produktion till användning . . . . 3
2.1.1 Den svenska elmarknaden . . . . 3
2.1.2 Eldistribution och elnät . . . . 4
2.2 Abonnemang och avtal . . . . 5
2.2.1 Lokalnätsbolag . . . . 5
2.2.2 Slutkund . . . . 6
2.3 Framtidens elnät och mål . . . . 7
2.3.1 Smarta elnät . . . . 8
2.4 Framtidens fordonsflotta . . . . 9
2.4.1 Nationella mål . . . . 9
2.4.2 Elbilen . . . . 9
2.5 Vehicle-to-grid . . . . 10
2.6 Umeå kommun och Lilljansberget . . . . 11
3 Metod 12 3.1 Excel och What’sBest! . . . . 12
3.2 Effektdata . . . . 12
3.3 Optimerad effektreduktion . . . . 12
3.3.1 Antaganden . . . . 12
3.3.2 Schematisk bild över optimering . . . . 13
3.4 Ekonomi . . . . 14
4 Genomförande 15 4.1 Urladdnings- och laddningstider . . . . 15
4.2 Begränsande faktorer för effektreduktion . . . . 15
4.2.1 Tid för urladdning . . . . 16
4.2.2 Kritisk timme . . . . 16
4.2.3 Kritisk energimängd . . . . 16
4.3 Körmönster . . . . 17
4.4 Energikonsumtion . . . . 18
4.5 Månadskoefficient . . . . 18
4.6 Urladdningseffekt . . . . 19
4.7 Batterikostnad . . . . 20
4.8 Degenerering av elbilens batteri . . . . 21
4.8.1 State of charge . . . . 21
4.8.2 Degenereringskostnader av batterier . . . . 22
4.9 Verkningsgrad vid laddning och urladdning . . . . 22
4.10 Scenarion . . . . 23
4.10.1 Elbilsflotta . . . . 23
5 Resultat 24
5.1 Körmönster och effektbehov . . . . 24
5.2 Effekttoppsreduktion . . . . 25
5.2.1 Reduktionsexempel . . . . 25
5.2.2 Månadsoptimering . . . . 26
5.2.3 Årsoptimering . . . . 28
5.2.4 Delaktighetsanalys . . . . 28
5.3 Helger och röda dagar . . . . 29
5.4 Uppskalning . . . . 30
5.5 Tillgång till elbilsflottan . . . . 30
5.6 Lokalt installerat batteri . . . . 31
5.7 Ekonomi . . . . 31
5.7.1 Effekt-, Energi- och Profitanalys . . . . 31
5.7.2 Fastighetsägare och effekttariffer . . . . 32
5.7.3 Särskild avgift mot regionnätet . . . . 33
6 Diskussion 34 6.1 Allmän diskussion om Vehicle-to-Grid och effekttoppsreduktion . . . . 34
6.2 Antaganden . . . . 34
6.2.1 Körmönster . . . . 34
6.2.2 Helger och röda dagar . . . . 35
6.2.3 Lokalt installerat batteri . . . . 35
6.2.4 Batteri- & degenereringskostnad . . . . 35
6.2.5 Laddningsfrekvens . . . . 36
6.2.6 Deltagande . . . . 36
6.2.7 Ekonomiska incitament . . . . 36
7 Slutsats 38
8 Framtida arbeten 39
Referenser 40
1 Inledning
Detta avsnitt syftar till att ge en inledande beskrivning av arbetet, varvid både en problemformulering och ett syfte redogörs. Vidare beskrivs de frågeställningar som arbetets resultat förväntas besvara och de avgränsningar som gäller för examensarbetet.
1.1 Problemformulering
2014 genomfördes ett arbete på initiativ av Fortum och Vattenfall tillsammans med flertalet andra energibolag som delfinansiärer med syfte att studera förändringar för det svenska elsystemet i framtiden och vad detta innebär för elnätet [1]. Arbetet redovisar stora förändringar inom de kommande åren, framförallt gällande produktionen, där vi kan förvänta oss en väsentlig ökning av variabel och förnybar elproduktion till följd av de klimatmål som Sverige satt upp för att bemöta klimatförändringar. Utöver elproduktionen redovisar även arbetet ett förändrat elbehov hos slutkunder där förändringen tros innebära kraftigare variationer i effektuttag än tidigare. Förändringar i både produktion och slutgiltigt behov har båda ett genomslag för elnätet varvid åtgärder bör tas för att undvika ett bristande elnät. Arbetet slår fast att en del i detta åtgärdsantagande är att utnyttja det befintliga elnätet på ett bättre och smartare sätt, varvid investeringar kan antingen förskjutas fram eller undvikas helt. Att utnyttja elnätet på ett effektivt sätt har länge varit aktuellt och definieras vanligtvis som smarta elnät. Energimarknadsinspektionen definierar själva begreppet som:
Intelligenta nät, eller smarta elnät, är samlingen av ny teknologi, funktionen och regelverk på elmarknaden, m.m. som på ett kostnadseffektivt sätt underlättar introduktionen och utnyttjandet av förnybar elproduktion, leder till minskad energiförbrukning, bidrar till effektreduktion vid effekttoppar samt skapar förutsättningar för aktivare elkunder [2].
Ett smart elnät kan alltså innebära att underlätta introduktionen av förnybar elproduktion, vilket den Kungliga Ingenjörsvetenskapsakademien (IVA) undersökt närmare. IVA genomförde i sitt projekt IVA-projektet Vägval el ett fördjupande arbete om lagring av el vilket resulterade i rapporten Energilagring, Teknik för lagring av el som släpptes år 2015 [3]. I detta arbete understryks behovet av lagring i framtiden som en lösning för att hantera den allt större andelen intermittent elproduktion. Lagring av el kan alltså både bidra till introduktionen av förnybar elproduktion samtidigt som utnyttjandet av densamma, under tider då behovet av el är stort, resulterar i ett stabilare elnät. Dessa egenskaper faller inom begreppet smarta elnät och kan vara en del av lösningen för att möta de krav som ställs på framtidens elnät.
En större andel förnyelsebar elproduktion och ett annorlunda effektbehov hos slutkund är inte den enda för- ändringen som påverkar det svenska elsystemet. Antalet elbilar i den svenska personbilsflottan ökar ständigt och som en viktig del för att nå nationella mål är det både troligt och önskvärt att den fortsätter att öka även i framtiden. Med en allt större elbilsflotta ökar även elanvändningen, om än i en relativt liten utsträckning. Ifall en fullständig elektrifiering av transportsektorn skulle genomföras tros detta motsvara en ökning kring 13 TWh, vilket kan jämföras med dagens behov mellan 128-165 TWh [4]. Däremot återfinns större skillnader längre ner i nätet där laddningen påverkar effektbehovet i en större utsträckning, både på lokal nivå för fastighetsägare men även för nätet som stort. Men elbilarna för även med sig andra potentiella användningsområden än transport.
På grund av batteriets lagringskapacitet kan el lagras under laddning men även återinföras på nätet med hjälp av Vehicle-to-Grid-teknik. Detta innebär att elbilen kan få sekundära användningsområden som kan bidra till framtidens smarta elnät.
1.2 Syfte
Syftet med arbetet är att studera elbilens förmåga att vara en bidragande del i framtidens smarta elnät. För att undersöka detta studeras elbilens potential för lokal effekttoppsreduktion. Mer ingående undersöks det, förutsatt olika scenarion för storleken på elbilsflottan, hur elbilar kan reducera effektbehovet för bostadsområdet Lilljansberget i Umeå under kritiska timmar då effektbehovet är stort.
Arbetets resultat förväntas ge en tydlig bild av potentialen för lokal effekttoppsreduktion vilket vidare förväntas ge insikt i elbilens förmåga att vara en del av framtidens smarta elnät.
1.3 Frågeställningar
Utifrån litteraturstudier, antaganden, simulering och resultat ska slutsatser dras gällande potentialen för lokal effekttoppsreduktion med elbilar. Vidare förväntas även arbetet resultera i slutsatser gällande samma princi- piella utnyttjande av V2G fast i en större utsträckning och hur detta påverkar elnätet. Frågeställningar som förväntas besvaras i arbetet är uppdelat i två kategorier och är som följer:
Lokal Effekttoppsreduktion
1. Hur väl kan behovet av lokal effekttoppsreduktion matchas med elbilarnas körmönster?
2. I vilken utsträckning kan effekttoppar undvikas med olika storlekar på elbilsflottan?
3. Vilka nyttor av en effekttoppsreduktion återfinns på en lokal nivå för fastighetsägaren?
Utbredd effekttoppsreduktion
1. Vilken effekt har en utbredd anpassning av lokal effekttoppsreduktion på elsystemet?
2. Hur ser potentialen ut för elbilar att verka som en aktiv del i ett smart elnät?
1.4 Avgränsningar
Arbetet syftar till att studera elbilens förmåga att vara en bidragande del av framtidens smarta elnät genom att utreda potentialen för effekttoppsreduktion på en lokal nivå. Arbetet begränsas därmed till att utreda i vilken utsträckning effekttoppar kan undvikas till området samt hur detta påverkar fastighetsägaren som elnätet i stort.
Detta innebär att avgränsningar existerar där affärsmodeller och till viss del berörd teknik inte utreds till fullo.
Eftersom potentialen för en framtida modell studeras återfinns även begränsningar gällande ekonomiska delar där vissa framtida estimeringar bättre undviks.
2 Teori
Detta avsnitt syftar till att ge läsaren en god förståelse för hela elsystemet, från elproduktion till elbehov. Här beskrivs såväl de olika delarnas betydelse samt en mer ingående beskrivning av de abonnemang och avtal som florerar för elsystemets olika intressenter. Vidare beskrivs det framtida elnätet, vilka förändringar vi har i framtiden och vilka krav dessa förändringar ställer på elnätet.
2.1 Det svenska elsystemet - från produktion till användning
I ledet från elproduktion till slutgiltig användning finns det många viktiga delsteg och instanser som beskrivs mer ingående nedan.
2.1.1 Den svenska elmarknaden
Elproduktionen har varit relativt konstant de senaste åren och styrs efter elbehovet [5]. Förutom egenproduk- tion sker även en import och export av el till och från andra länder, men med en större export än import kan Sverige ses som självförsörjande [5]. Elproducenten är den instans som producerar elen och detta sker främst genom vattenkraft, kärnkraft och under de senaste åren en allt större andel vindkraft. Elproducenten är en an- läggningsinnehavare som producerar och säljer vidare elenergin till elleverantören, köp som idag genomförs i Sverige sker genom elhandelsbörsen Nord Pool [6]. Nord Pool är en nordisk elbörs som startades år 1996 och innefattar numera medlemsländerna Sverige, Norge, Danmark, Finland och Estland [7]. I princip hela Sverige elproduktion sker idag via Nord Pool Spot där handeln av el sker på timbasis. Detta innebär att aktörerna, både producenterna och uppköparna, varje dag lägger sina bud på marknaden för att sälja respektive köpa en viss mängd el för vardera timme under nästkommande dygn. Efter att buden är lagda bestäms elpriserna av Nord Pool Spot. Elpriset bestäms därför efter efterfrågan och tillgång och varierar således från timme till timme [2]. Vanligtvis säger man att priset bestäms utifrån kostnaden för att producera den sista kilowattimmen som behövs för att möta behovet. Eftersom elproduktion med låg produktionskostnad prioriteras och produktions- anläggningar med högre kostnad bara används vid högre behov innebär detta vanligtvis att elpriset ökar då behovet är stort. Ett exempel på varierande elpris illustreras i figur 1, vilket är ett utdrag ifrån Nord Pool Spots timpris för den 4-5 december år 2016 [8].
Fig. 1. Exempel på elpris för Sverige, elområde 2, den 4-5 december år 2016
En tydlig profil på elpriset kan utläsas, vilken i sig stämmer väl överrens med effektbehovet för fastigheter. Då effektbehovet är stort ökar såle- des elpriset, vilken senare sjunker under natten då behovet minskar. Sedan den 1 oktober 2012 har elkunder med en säkring på högst 63 am- pere rätt till att få sin elförbrukning mätt per timme utan extra kostnad, vilket i sig är en för- utsättning för kunden att ha ett elavtal som ba- seras på timpris för elen [9]. För kunder med elavtal som baseras på timpriser kan elprisets profil innebära ett ekonomiskt incitament till att minska effektbehovet under tider då beho- vet är stort och elpriset högt. Uppföljningen av timmätningsreformen visar dock på begränsade möjligheter för kunden att anpassa sin förbruk- ning efter timpriset och att intresset för dessa
elavtal är låga [9]. Däremot kan timpriset utnyttjas utan att ändra sitt behov. Detta sker genom lagring av el då priset är lågt och användande av den lagrade elen då priset och behovet är högt.
2.1.2 Eldistribution och elnät
Efter produktionen förs elen vidare genom Sveriges elnät där olika nätägare florerar. Det svenska elnätet är uppdelat i tre olika kategorier; stamnät, regionnät och lokalnät, baserat på vilken spänning strömmen som flödar genom ledningarna har. Stamnätet har en spänning på 220 kV och 440 kV i Sverige och ägs av staten med en förvaltning av Svenska Kraftnät (SvK) [10].
Fig. 2. Exempel Sveriges fyra el- områden [6]
Stamnätet används vanligtvis för att transportera elen längre sträckor, ex- empelvis från norra Sveriges elproduktion till södra Sveriges elanvändning.
Den statliga myndigheten Svenska Kraftnät ansvarar för att elnätet funge- rar och en av deras huvuduppgifter är att se till att frekvensen i elnätet alltid ska vara 50 Hz [11]. Frekvensen påverkas av elproduktion och elanvändning och regleringen sker vanligtvis med vattenkraft [12]. Med bakgrund av en anmälan av Svenska Kraftnät ifrån Dansk Energi till EU-kommissionen be- slutade SvK att år 2011 dela upp Sverige i fyra elområden, se figur 2 [6].
Gränserna mellan elområdena är satta där en begränsad förmåga att över- föra el i näten finns. Detta innebär att varje område har förutsättningar för att skapa en balans mellan tillgång och efterfrågan på el, vilket är något eftertraktat för att minska förluster på nätet. Samtidigt råder överskott på el i vissa områden och underskott i andra, vilket innebär att elen bör flöda mellan områdena för att kunna bistå elbehovet i hela Sverige [6]. På grund av flaskhalsarna räcker inte alltid överföringskapaciteten i vissa områden för att möta efterfrågan under tider med stort behov. Vid dessa tillfällen uppstår prisskillnader för de olika områdena, vilka är satta för att spegla balansen mellan tillgång och efterfrågan på el för området [6]. I ett arbe- te genomfört av ELFORSK, Framtida krav på elnäten, diskuteras framtida förändringar, framförallt gällande mer varierande elproduktion, samt dess konsekvenser på elnätet [1]. Scenariot som diskuteras innebär att effekten från den intermittenta elproduktionen överstiger det lägsta effektbehovet för landet. Detta kan ibland innebära en överskottsproduktion av el ifrån fram- förallt vindkraft och solceller. I dagsläget exporterar Sverige överskottet av el men ifall detta sker i större utsträckning är det inte säkert att efterfrågan och kapaciteten i transmissionsnäten existerar vid tidpunkten för överskot- tet. Alternativet blir således att stänga ner exempelvis vindkraftsparker för att inte ha ett överskott men lika enkelt är det inte med privata solcellsan-
läggningar. I de fall ett överskott av el existerar utan möjlighet till export kan lagring vara ett alternativ. Lagring av el kan således både innebära ett stabilare elsystem men innebär även att intermittent elproduktion i större grad kan utnyttjas istället för att stängas ner då ett överskott utan möjlighet till export existerar. Den lagrade elen kan sedan användas då behovet är stort, ifall detta utnyttjas i en allt större skala kan kritiska effekttoppar undvikas. Detta kan vidare bidra till att flaskhalsarnas påverkan på förmågan att överföra el genom Sverige begränsas.
Stamnätet förgrenas vidare till regionnätet där en transformator sänker spänningen till mellan 130 - 40 kV [12]. Regionnäten förbinder stamnäten till lokalnäten och det finns flera regionnät som ägs av olika nätägare.
På samma sätt finns det flera lokalnät som ägs av olika lokalnätsägare. På lokalnätet varierar spänningen men är maximalt på 40 kV [12]. Lokalnätets uppgift är att förbinda regionnätet med de såkallade förbrukningsan- läggningar vilka definieras som elkonsumenten [12]. Lokalnätsägare abonnerar vanligtvis på ett effektuttag på regionsnäten för att få mata ut el från regionsnäten till lokalnäten och vidare till slutanvändaren, mer om detta i avsnitt 2.2.
2.2 Abonnemang och avtal
I detta avsnitt beskrivs de avtal och abonnemang som är aktuella för såväl lokalnätsbolag som slutkunder för att ge läsaren en förståelse för vilka abonnemang som existerar. Vi börjar med att beskriva det avtal som gäller för lokalnätsbolag gällande utmatad effekt ifrån regionsnätet. Vidare beskrivs vanliga abonnemangsformer för slutkunder, vilka inkluderas av säkringsabonnemang samt effektabonnemang.
2.2.1 Lokalnätsbolag
För varje lokalnätsbolag finns ett avtal mot överliggande regionnät som avser en maximal effekt som lokal- nätsbolaget får ta ut. En högre abonnerad effekt innebär en högre kostnad och det är därför av intresse för lokalnätsbolag att minimera effekttoppar. Vid de tillfällen som effektbehovet överskrider den avtalade effekten blir lokalnätbolaget i regel skyldiga att betala en särskild avgift. Den särskilda avgiften varierar beroende på ägaren av regionsnätet men baseras vanligtvis på den överskridna effekten. Det är därför av vikt att den avtalade maximala effekten inte överskrids för att undvika extrakostnader.
Umeå Energi är ett lokalnätsbolag med ett behov på ca 300 MW, enligt Agnetha Linder (E-mail, 8 Maj 2017) och abonnerar sitt effektuttag mot det överliggande regionnätet, som både avser uttagen effekt men även inmatat effekt ifrån egenproduktion. Regionsnätet som Umeå Energi har ett avtal med ägs av företaget Vattenfall. Kost- naden för uttag ifrån regionsnätet omfattar en fast avgift, årseffektavgift, överföringsavgift och en fackavgift [13]. Kostnader för den abonnerade effekten gentemot Vattenfalls regionsnät beskrivs i figur 3 [13]. Agnetha Linder berättar att ifall effektuttaget överstiger den abonnerade effekter åläggs Umeå Energi att betala en sär- skild avgift baserad på medelvärdet av de två högsta effektuttagen under de senaste 12 månaderna (E-mail, 8 Maj 2017). Avgiften är en och en halv gånger årseffektavgiften och gäller för den överskridna abonnerade årseffekten [14].
Fig. 3.Avgifter för abonnerad effekt mot regionsnätet [13]
Som figur 3 illustrerar är kostnaden olika beroende på var i landet effektuttaget sker, exempelvis är överförings- avgiften för norra Sverige negativ jämfört med samma avgift för södra Sverige. Det lokala elnätet som Umeå Energi äger faller under indelningen; Mellersta Norrland, L1.
Företaget Power Circle genomförde år 2016 ett teoretiskt arbete om lokala batterilager hos Mälarenergis kunder för att minska fastigheters effekttoppar [15]. I detta arbete redovisas möjligheterna att undvika den särskilda avgiften på grund av överuttag mot regionnätet med hjälp av lokalt installerade batterierna. Arbetet redovisar att en besparing på 1,4 miljoner kr per tillfälle, enbart för den särskilda avgiften, är möjligt ifall 30% av Mäla-
renergis kunder har ett batterilager som har möjlighet att sänka lokala effekttoppar med 40%. Det understryks däremot att denna avgift endast förekommer ungefär en gång var fjärde år för Mälarenergi [15].
2.2.2 Slutkund
Som slutkund kan du ha olika avtal beroende på hur din elanvändning ser ut och vilken elleverantör du har. I detta avsnitt presenteras och beskrivs säkringsabonnemang och effektabonnemang.
Säkringsabonnemang
Som privatkund i lägenhet eller villa är det vanligast med ett säkringsabonnemang med en mätarsäkringen mellan 16 - 63 A. Kostnaden för abonnemanget består dels av en fast avgift som bestäms av mätarsäkring- ens storlek samt en rörlig avgift som baseras på elanvändningen. Kostnaden kan alltså minska ifall antingen elanvändningen minskar eller ifall mätarsäkringen kan sänkas till en lägre nivå.
Sedan den 1 oktober år 2012 har du som elkund rätt till att få din elförbrukning mätt per timme utan någon ex- trakostnad [9]. Detta var ett beslut som togs för att öka möjligheten för elkunder att själva påverka sin elkostnad då möjligheterna nu fanns för ett abonnemang med ett rörligt timpris på elen. Som slutkund kan man då minska sin elförbrukning under kritiska timmar med högt elpris och således minska sina elkostnader. Förhoppningen var bland annat att detta skulle bidra till ett lägre behov under dessa kritiska timmar och således bidra till en bättre balans i elsystemet. Som tidigare redovisats, se avsnitt 2.1, har kunderna dock visat ett lågt intresse för timbaserat elpris.
Effekttariffer och effektabonnemang
Ett viktigt begrepp inom elnät och elproduktion är effekt. Effekten beskriver den mängd el som används under ett specifikt tillfälle och är något som påverkar alla led från elproduktion till elanvändandet. För att alltid kunna leverera el till slutanvändaren ska elnätet vara dimensionerat över det största effektbehovet. Ifall effektbehovet överstiger den dimensionerade kapaciteten riskerar slutkunden att inte få tillgång till el och komponenter i el- nätet riskerar att haverera. För att minska belastningen på elnätet, eller för att kunna koppla in fler kunder på samma nät, är det viktigt att minimera effekttopparna. Effekttariffen innebär att man betalar för den effekt som man använder och ger således användaren själva möjlighet att påverka sina kostnader samtidigt som förhopp- ningen är att stora effekttoppar kan undvikas. Med förändrat slutbehov av el i framtiden, se avsnitt 2.3, tros effekttariffer vara en smart lösning för elnätsbolag för att bättre reflektera kostnaderna på elnätet. Effekttariffen bygger vanligtvis på månadens eller årets största effektbehov.
Karlstad Energi erbjuder idag effekttariffer till privatkunder med lägre säkringsabonnemang vilken baseras på månadens maxeffektbehov, se figur 4 [16]. Utöver en effektavgift återfinns även en högbelastningsavgift som även den baseras på effektbehov men under månaderna januari, februari, mars samt november och decem- ber.
Fig. 4.Karlstad Energis effekttariffer för elanvändare [16]
För kunder med höga effektuttag, exempelvis industrier eller andra större fastigheter, kan abonneringen även ske efter effektuttag där kostnaden baseras på maximalt effektuttag, vanligtvis månads- eller årsvis. Umeå Energi erbjuder denna typ av abonnemang som baseras på maximalt effektbehov under ett år, vilken kallas Effektkund lågspänning 0,4 kV, se figur 5. Utöver kostnaden för effektuttag återfinns även en överföringsavgift som beror på elanvändningen, en fast avgift och övriga avgifter.
Fig. 5.Umeå Energis avgifter för Effektkund lågspänning 0,4 kV [17]
2.3 Framtidens elnät och mål
Ett stort arbete genomfördes 2014 på initiativ av Fortum och Vattenfall tillsammans med flertalet energibolag som delfinansiärer för att studera förändringar i elsystemet för framtiden och vilka krav detta ställer på elnätet [1]. Arbetet visar på att stora skillnader kommer att ske för energisystemet, både regionalt och internationellt.
En stor del av förändringen står produktionen för, där det på grund av krav på minskning av koldioxidutsläpp kommer att ske en väsentlig ökning av förnybar elproduktion. Förändringar som sker vid elproduktionen kom- mer ha genomslag i hela Sveriges elsystem och arbetet studerar vad detta innebär för elnätet inom de närmsta 25 åren. Studien identifierar två huvudsakliga faser; en kapacitetsfas som följs av en expansionsfas. Kapaci- tetsfasen handlar om att bättre utnyttja det befintliga elnätet som redan idag är väl utrustat för att klara en högre belastning. För kapacitetsfasen handlar det om att driva näten på ett bättre och effektivare sätt vilket innebär att investeringar kan antingen förskjutas eller undvikas. Den senare fasen, expansionsfasen, visar på
ett behov av kapacitetsförstärkningar i näten. Däremot görs bedömningen att förstärkningarna på elnätet kan ske inom de redan existerande förnyelseprogrammen [1]. Studien gör också bedömningen att elanvändarens behov förändras under denna period och resulterar i en lägre överförd energi till slutkunden [1]. Däremot kom- mer effektuttaget att variera kraftigare än tidigare. För elnätsbolag innebär detta att intäkterna minskar med dagens vanliga kundavtal som bygger på ett säkringsabonnemang, däremot minskar inte kostnaderna i samma utsträckning. Studien drar därför slutsatsen att en övergång till effekttariffer, beskrivet mer i avsnitt 2.2.2, bör genomföras för att bättre baseras på de verkliga kostnadsdrivarna för elnätet samtidigt som det ger incitament till kunder att undvika höga effektuttag. Vidare diskuteras även några tekniska lösningar för att hantera de framtida förändringarna. Ett förslag som hanteras i studien är lagring av el. Anledningen till att lagring ofta är ett förekommande diskussionsämne för framtidens elnät är den större andelen intermittent elproduktion, fram- förallt från vind- och solkraft [1, 3]. Den oregelbundna produktionen innebär att lagring blir mer intressant för att uppehålla en bra tillgång till behovet, se avsnitt 2.1. Förslag som diskuteras är dels egenlagring ifrån lokal solelproduktion, storskalig pumpkraft samt mindre lager i distributionsnäten.
Den kungliga ingenjörsvetenskapsakademien (IVA) har genomfört ett stort arbete kring elbilar, IVA-projektet Vägval el [3]. Som en del i detta arbete genomfördes ett fördjupande arbete om lagring av el och 2015 släpptes rapporten Energilagring, Teknik för lagring av el. I detta arbete understryks även behovet av lagring i framtiden, till stor del på grund av den intermittenta elproduktionen. De vanligaste användningsområdena för lagring av el benämns som [3]:
• Utnyttjande av prisdifferenser (arbitagemöjligheter)
• Balansering av energi/elbalans
• Uppstart vid black-out
• Stabilisering av konventionell elproduktion
• Lagring för ö-drift och icke anslutna system
• Förskjutning av investeringar (T&D deferral)
• Kapande av effekttoppar inom industrin
• Energilagring för bostäder
Arbetet visar att det idag är batterier som utvecklas snabbast och att en anledning är dess förmåga att produceras i mindre skalor men även att de kan användas i större utsträckning och i större arrangemang [3]. En fördel med att batterier kan produceras i små skalor är dess förmåga till en utbredd kommersialisering. Arbetat drar slutsatsen att batterier förväntas att öka i framtiden för Sverige, både inom transportsektorn men även för lagring i energisystemen. Även elbilens potential att fungera som energilager till nätet diskuteras kort.
2.3.1 Smarta elnät
Som i tidigare avsnitt diskuterats tros en allt större del av elproduktionen utgöras av den intermittenta elproduk- tionen vindkraft och solkraft. I avsnitt 2.3 diskuteras arbeten genomförda för att ta reda på hur elnäten påverkas och vilka förändringar som krävs för att klara de nya kraven. Kapacitetsfasen utmärks av att bättre utnyttja de befintliga näten vilket vanligtvis benämns som smarta elnät. Energimarknadsinspektionen beskriver uttrycket som [18]:
I syfte att uppnå klimatpolitiska mål för energiområdet krävs en genomgripande omställning av energisyste- met både vad gäller produktion och förbrukning. För att möta denna omställning på ett effektivt sätt behöver förändringar också genomföras i elnätens olika delar med användning och vidareutveckling av ny teknologi.
Denna förnyelse av elnätet brukar beskrivas under benämningen ”smarta elnät” eller ”intelligenta elnät”.
För att hjälpa kunderna att aktivt bidra till denna utveckling och även få ta del av de nyttor som skapas är smarta elmätare en viktig komponent. [...] Intelligenta nät, eller smarta elnät, är samlingen av ny teknologi, funktionen och regelverk på elmarknaden, m.m. som på ett kostnadseffektivt sätt underlättar introduktionen och utnyttjandet av förnybar elproduktion, leder till minskad energiförbrukning, bidrar till effektreduktion
vid effekttoppar samt skapar förutsättningar för aktivare elkunder. [18]
Det smarta elnätet handlar alltså om att på ett kostnadseffektivt sätt utnyttja det befintliga nätet med investering- ar och teknik som minimerar dess begränsningar. Detta inkluderar bland annat effektreduktion vid effekttoppar som i sin tur leder till ett frigörande av kapacitet på elnätet. Elnätet är dimensionerat efter att klara maximala effekter, för att säkerställa eldistribution även vid höga effekter. Ifall effekttoppar kan reduceras innebär det ett frigörande av kapacitet på elnätet som kan nyttjas. Detta kan dels bidra till en säkrare eldistribution men även i förlängningen innebära att fler kunder kan anslutas till samma elnät och/eller att investingar i elnätet kan förskjutas framåt.
Frigörandet av kapacitet på elnätet kan innebära en större introduktion av småskalig förnyelsebar elproduktion i form av lokala solceller och vindkraftverk [15]. Förutom att öppna upp för mer småskalig elproduktion så innebär även kombinationen av batterier och vindkraftverk andra fördelar. Vindkraftsverk, tillsammans med många andra applikationer, genererar ibland så kallade övertoner, vilka orsakar störningar på elnätet. Batterier har egenskapen att rena elen genom laddningen och på så sätt återinföra renare el på nätet [15].
2.4 Framtidens fordonsflotta
I Sverige uppgick det totala antalet personbilar i trafik till 4,7 miljoner år 2016 och har ökat stadigt under de senaste åren [19]. Utsläppen från transportsektorn står för en tredjedel av Sveriges totala utsläpp, framförallt gällande koldioxid, och är därför en starkt bidragande orsak till Sveriges klimatpåverkan [20]. Med transport- sektorn som en av de enskilt största sektorerna för utsläpp innebär det även att den har en betydande roll för att minska utsläppen och nå de mål som är uppsatta för Sverige.
2.4.1 Nationella mål
Redan år 2008 bestämde regeringen att Sverige ska ha en fossilbränsleoberoende fordonsflotta år 2030 och klimatneutralt år 2050. Några år senare, den 16:e december år 2013, överlämnade regeringens FFF-utredning (Fossilfrihet på väg) en 1100-sidors rapport som visar att målet går att uppnå och som vidare beskriver hur detta arbete ska gå till [21]. Sedan dess har mycket arbete genomförts för att säkerställa att målen uppnås och Naturvårdsverket har på uppdrag av regeringen tagit fram en färdplan för ett klimatneutralt Sverige år 2050, där trafikverket har ansvarat för transportområdet [22]. Arbeten som genomförts visar på behovet av en stor andel elfordon i Sverige för att nå de uppsatta målen [23, 24].
2.4.2 Elbilen
Elbilen tycks vara en viktig del för att minska både transportsektorns utsläpp men även för att Sverige ska nå en klimatneutral fordonsflotta. Anledningen till att elbilen spelar en viktig roll för att nå framtida mål är dess begränsade utsläpp av framförallt koldioxid. Under transporten sker inga direkta utsläpp, däremot återfinns utsläppen i tidigare steg av processen. Detta sker framförallt under el- och batteriproduktion. Däremot visar en nyligen genomförd rapport att klimatpåverkan för elbilar som körs på en nordisk elmix är betydligt lägre än den för motsvarande bensin- och dieseldrivna bilar [25]. Detta förtydligar varför elbilens introduktion på fordonsflottan är ett viktigt steg mot en klimatneutral fordonsflotta år 2050.
En bil som drivs på el innebär nödvändigtvis inte att det klassas som en elbil. Istället pratar man vanligtvis om tre olika typer av bilar där el förekommer som drivmedel; Hybridbilar, laddhybrider och rena elbilar. Hy- bridbilar använder primärt en förbränningsmotor men har även möjlighet till att drivas av ett mindre batteri.
Laddningen av elmotorn sker bland annat under körning, inbromsning eller tomgång och batteriet kan ej laddas ifrån nätet och är den största skillnaden gentemot de andra varianterna. Både laddhybrider och rena elbilar har möjlighet att ladda bilens batteri ifrån elnätet. En laddhybrid har däremot ett mindre elbatteri och en primär för- bränningsmotor som båda kan driva bilen. En ren elbil innefattar de bilar som enbart drivs på el och således inte har en förbränningsmotor. Detta arbete innefattar varken hybridbilar, då dessa ej kan laddas via elnätet, eller laddhybrider på grund av deras mindre batterier. Därför definieras rena elbilar som elbilar hädanefter.
Elbilen laddas genom att överföra el ifrån elnätet och lagra detta i elbilens batteri. Nackdelen med laddning är att det tar lång tid, men en fördel är även att bilen kan laddas under vanlig parkering. Det är därför vanligt förekommande att laddning sker hemmavid, där man laddar bilen efter man kommit hem under dagen. Detta sammanfaller däremot ofta med det redan höga effektbehovet och med en större andel elbilar i fordonsflottan är risken att storleken på tidigare effekttoppar ökar.
2.5 Vehicle-to-grid
V2G är en akronym för Vehicle to Grid, vilken kan definieras som ett system som är kapabelt till ett kontrollerat och dubbelriktat flöde av elektricitet mellan elbil och elnät [26]. El flödar från nätet till elbilen för att ladda batteriet och kan på samma sätt flöda från batteriet till elnätet för att på så vis återinföra elen på nätet. Förmågan att lagra och sedan återinföra elen på nätet innebär många möjligheter där elbilens primära syfte, vilken är transport, kan kombineras med sekundära syften. V2G kan vidare delas upp i undergrupper som definierar hur tekniken används. Exempelvis pratar man vanligtvis om Vehicle to Home (V2H) och Vehicle to Building (V2B) för att beskriva användandet av tekniken för att mata sitt hem med el eller en kommersiell byggnad [27]. I de två sistnämnda fallen används elen lokalt för området där bilen står parkerad och återförs inte till elnätet utan en primär slutdestination. I detta arbete används samlingsnamnet Vehicle-to-Grid för att beskriva tekniken.
Primärt finns det två faktorer som är avgörande för att tekniken ska fungera. Dels krävs det att komponenter mellan elnät och elbilens batteri har möjlighet till att hantera ett dubbelriktat flöde som innebär att batteriet både kan laddas och urladdas av elnätet. Utöver detta behövs även ett nätverk som kan kommunicera och processa information. Utöver detta behövs även en kommunikationsstruktur för att stödja förbättrad samtrafik mellan bil och elnät.
Systemets komponenter
Elbilens batteri laddas alltid med likström vilket innebär att en likriktare krävs för att transformera elnätens växelström till likströmmen. Var denna likriktare sitter definierar vilken typ av laddning som sker. På grund av detta talar man vanligtvis om två olika begrepp inom laddningen, laddning med växelström samt laddning med likström. För laddning med växelström sitter likriktaren inne i bilen och detta är också den vanligaste typen av laddning idag. Till skillnad mot laddning med växelström sitter likriktaren utanför bilen (i laddstationen) när elbilen laddas med likström [27]. Detta innebär vanligtvis högre effekten, mellan 19,2 kW till 90 kW, men potential finns för en ännu högre laddningseffekt [27].
I dagsläget har kommersiella elbilar en likriktare i bilen som inte tillåter ett flöde från elbilen till nätet med växelström. Däremot kan likström alltid tas ifrån batteriet vilket innebär att i de fall laddning sker med likström, där likriktaren som används sitter i laddstationen, kan elbilarna användas för Vehicle to Grid. Enligt Ville Tikka förutsätter detta att laddstationen tillåter ett dubbelriktat flöde och att en BMS (Battery Management System) finns tillgänglig för att kommunicera mellan batteri och växelriktare (E-mail, 2017-05-10). Där den vanliga laddningen med växelström sker krävs det att likriktaren i bilen och laddstationsens komponenter är utrustad för att klara ett dubbelriktat flöde.
Kommunikation
Kommunikationen är som tidigare nämnt en av grundpelarna för att Vehicle-to-Grid ska fungera. För att en optimerad urladdning ska kunna ske vid rätt tidpunkt är det viktigt med en kontinuerlig kommunikation mel- lan antal tillgängliga elbilar och batteriernas status samt behovet för urladdning. För att detta ska vara möjligt krävs en kontrollenhet i elbilen som mäter och kommunicerar SOC-värdet, batterikapacitet och ID av elbilen till laddaren [28]. Laddaren ska vidare kommunicera information mellan elbil och en så kallad AMR (Auto- matic Meter Reading) vars syfte är att mäta effekten och ha vidare kontakt med aggregatorn vars syfte är att samordna effektuttaget ifrån områdets alla elbilar [28]. Det är essentiellt att batteriets status ständigt kan mätas och kommuniceras vidare för att avgöra i vilken grad en urladdning är möjlig. Detta är viktigt ur flera aspekter, dels för att batteriet inte ska skadas av för stora urladdningar men även för att bilägaren själv ska kunna ställa
krav på urladdningen. Exempelvis att en urladdning inte ska ske i en högre grad än vad som motsvarar att en viss räckvidd fortfarande är möjlig för tillfällen då bilen behöver användas. Vidare är kommunikationen även viktigt för att förmedla när och i vilken utsträckning som en urladdning är aktuell. Det är samspelet mellan behovet och status på batteriet som resulterar i potentiell urladdning. Beroende på vilket användningsområde som tekniken används till kan det även vara viktigt att storleken på urladdningen mäts. Kommunikationen som bör ske är olika beroende på syftet med urladdningen. Ifall syftet är att köpa och sälja el billigt respektivt dyrt krävs exempelvis en ständig information gällande elpriset. I fallet där urladdningen sker efter att reducera ef- fektbehovet till ett område krävs information angående elbehovet för området med tillhörande modell för att kommunicera när en urladdning är lämplig samt effektens storlek på densamma. Kommunikationen är därför olika för ändamålet men ett måste för att tekniken ska fungera som avsett, oavsett syfte.
2.6 Umeå kommun och Lilljansberget
I Umeå kommun fanns totalt 40920 lägenheter år 2015, borträknat småhus med en- och tvåbostadshus [29].
Lilljansberget är ett bostadsområde i Umeå som består av sammanlagt 21 större lägenhetshus med totalt 755 lägenheter, varav alla är hyresrätter. På området finns totalt 262 bilplatser som enbart är avsedda för boenden på området samt övriga besöksparkeringar. Uppvärmning av lägenheterna på området sker med fjärrvärme.
I tabell 1 presenteras det maxeffektbehov som uppstod år 2016 för Lilljansberget. Detta inkluderar både lä- genhetsel och fastighetsel för hela området på totalt 755 lägenheter. Lägenhetsel är den el som förbrukas inom lägenhetens väggar och fastighetsel avser all elanvändning för fastigheten exklusive lägenhetselen.
Tabell 1.Effektdata för Lilljansberget med maxeffekt för vardera månad år 2016
Månad Maxbehov [kW]
Januari 407
Februari 412
Mars 377
April 383
Maj 351
Juni 346
Juli 305
Augusti 354
September 383
Oktober 401
November 427
December 413
3 Metod
I detta avsnitt presenteras den metod som använts vid optimering av effekttoppsreduktion.
3.1 Excel och What’sBest!
För att undersöka potentialen till effekttoppsreduktion genomförs en simulering där verkligt effektbehov för Lilljansberget under 2016 används. Simuleringen genomförs i programvaran Excel där en modell för systemet byggs upp, vilken senare optimeras med What’sBest!. What’sBest! är ett tilläggsprogram program till excel som efter specifika kriterier optimerar bestämd parameter. Optimeringen sker efter att minska effektbehovet till området och bygger på möjligheten till att ladda elbilarna under natten och utnyttja energin i batterierna till urladdning under sena eftermiddagar och kvällar.
3.2 Effektdata
Alla simuleringar i arbetet baseras på det verkliga effektbehovet för Lilljansberget i Umeå år 2016. Effektda- tan utgörs av både lägenhetsel och fastighetsel till områdets fastigheter. Upplösningen för effektbehov är på timbasis vilket även är upplösning för effektberäkningar i simuleringen.
3.3 Optimerad effektreduktion
Metoden för den optimerade effektreduktionen beskrivs i detta avsnitt. Vi börjar med att beskriva de antaganden som genomförs för simuleringen, vilka bland annat inkluderar antaganden kring vardagar och helger samt optimeringens tidsspann. Avslutningsvis beskrivs modellen som simuleringen bygger på.
3.3.1 Antaganden
För att simuleringen ska beskriva en realitet där elbilar används till effekttoppsreduktion används parametrar och antaganden i modellen för att efterlikna ett verkligt scenario. I detta avsnitt beskrivs viktiga antaganden för simuleringen och deras roll i den uppbyggda modellen. Parametrarna som används finns beskrivna mer ingående i avsnitt 4 och deras roll i modellen står att finna i avsnitt 3.3.2.
Vardagar, helger och röda dagar
Eftersom körschemat endast antas gälla under vardagar och därför ej är representativa för helger samt för röda dagar sker optimeringen enbart under vardagar. Detta innebär att helger och röda dagar ej ingår i simuleringen för vardagar utan studeras enskilt. Effektbehovet under dessa dagar skiljer sig ifrån vardagar, precis som för vardagar sker även den största effekttoppen under sen eftermiddag och kväll men för helger sker ofta även en effekttopp mitt på dagen. För att säkerställa validiteten för simuleringens nya maximala effektbehov krävs det därför att det under helger och röda dagar finns möjlighet för en effektreduktion, även dagstid, för att undvika att denna överskrider den tidigare optimeringen för vardagar. Eftersom effekttoppar orsakas av elkonsumtion och därav beror på elbehovet så finns det en stark korrelation mellan elbehov och andel boenden på området som är hemma. Detta medföljer att effekttoppar bör även korrelera med parkerade bilar på området och så även för elbilar, en högre effekttopp bör därför innebära att fler elbilar även finns att tillgå för effekttoppsreduktion.
För att validera resultaten genomförs en simulering för effekttoppsreduktion under helger och röda dagar. I denna optimering antas bilarna på området vara tillgängliga för effekttoppsreduktion ifall de är parkerade på området. Vidare görs antagandet att körschemat för vardagar är applicerbart för helger och röda dagar men att 30% av elbilsflottan på Lilljansberget inte används under dessa dagar. Eftersom toppar, i större utsträckning, även återfinns under lunchtid för helger och röda dagar används urladdning i modellen under hela dagen.
Optimeringens tidsspann
Eftersom effektbehovet är förändrat från dag till dag innebär detta att olika resultat fås beroende på vad som optimeras efter. En optimeringen kan exempelvis ske efter att minska effekttoppen för vardera dag eller alterna- tivt varje månad. Oavsett tidsspannet på optimeringen återfinns alltid en en begränsande faktor som förhindrar effektreduktionen vilket innebär att inga vidare incitament återfinns för att minska effektbehovet mer under
andra timmar. I detta arbete sker optimeringen både på månadsbasis samt årsbasis för att se hur detta påver- kar effektbehovet till området och incitament för reduktionen. Eftersom elavtalen som baseras på effektbehov vanligtvis sker efter maxbehov under en månad eller ett år används denna typ av optimering.
Laddningsfrekvens
I modellen sker inget specifikt antagande gällande laddningsfrekvens av elbilarna. Det som definierar ladd- ningsenergin under natten är som tidigare nämnt den dagliga körsträckan och urladdning, se figur 6. Oavsett vilken frekvens som bilarna antas laddas med (varje dag, varannan dag, ..) så är det samma energimängder som ska överföras, förutsatt att en jämn fördelning återfinns för antalet elbilar som ska laddas varje dag. Antagandet gör gällande, att oavsett vilket frekvens som bilarna laddar med, så sker det jämnt fördelat under dagarna. Uti- från resultatet angående urladdningsenergi och daglig energiåtgång till körning kan istället ett resonemang föras gällande vilken frekvens av laddning som krävs för bilarna, beroende på hur stor batterikapaciteten är.
3.3.2 Schematisk bild över optimering
Den schematiska bilden över optimeringen, se figur 6, beskriver hur de olika parametrarna används i modellen.
För optimeringen finns framförallt två begränsningar och restriktioner som är inkorporerade i modellen. Detta är dels en begränsning i reduktion, Reduktionsbegränsning, som beror på tillgängliga bilar varje timme samt urladdningseffekten. Antal elbilar som finns tillgängliga varje timme multiplicerat med urladdningseffekten definierar en restriktion i modellen som urladdningseffekten ej får överstiga. Denna restriktion innebär att modellens optimering baseras på ett verkligt körschema för bilägare och bör därför överensstämma bra med potentialen för effekttoppsreduktion i verkligheten. Detta medför vidare att den potentiella reduktionen blir högre vid högre urladdningseffekter.
Den andra restriktionen återger vilken energimängd som varje natt ska återföras till elbilarna via laddning, Laddningsenergi, tot. Denna baseras dels på den energimängd som dagligen används vid körning samt den energi som används för urladdning under kvällen, tillsammans ges vilken energimängd som ska återföras till elbilarna under natten. Energimängden som varje dag används på grund av körning baseras på parametrar- na; Storlek på elbilsflotta, daglig körsträcka, energikonsumtion, månadskoefficient och verkningsgraden för laddning. Laddningsenergi, tot baseras även på den energi som urladdas under kvällen för att reducera effekt- toppen. Den totala urladdningsenergin som tillförs fastigheten, tillsammans med verkningsgraden för en hel laddningscykel, resulterar i den energimängd som behöver återinföras till bilarna under natten. Detta innebär att en större elbilsflotta och en större urladdning resulterar i en större mängd energi som ska återinföras på natten.
Fig. 6.Schematisk bild över modell och optimering
3.4 Ekonomi
Ekonomiska fördelar och incitament till en investering av detta slag är vanligtvis beroende av hur abonneringen på el ser ut för området. I dagsläget betalar boenden på området sin egen elförbrukning och har därför egna avtal. För området som stort återfinns fem abonnemang varav fyra är säkringsabonnemang med två på 100A, en på 160A och ytterligare ett säkringsabonnemang på 200A. Utöver dessa finns även ett effektabonnemang.
Eftersom elbehovet för kunderna och fastigheten inte förändras och mätningen av kundernas förbrukning sker enskilt och är baserade på säkringsabonnemang även för boenden är det svårt att återfå direkta ekonomiska inci- tament för effektreduktionen. Däremot tyder mycket på att effekttariffer är att föredra för framtida abonnemang för att bättre skildra de kostnader som faktiskt uppstår på grund av ens elanvändning.
För att, på en lokal nivå, nå ekonomiska fördelar med en effekttoppsförskjutning behövs antingen specifika avtal eller ett elabonnemang som baseras på effekttariffer där effektreduktioner av detta slag även får ett ge- nomslag på elabonnemanget. De ekonomiska beräkningar som genomförs i detta arbete baseras på en modell där områdets säkringsabonnemang frångåtts till förmån för effekttariffer, vilket tidigare visats är något efter- traktat för framtiden och en förändring som redan syns idag. Effektabonnemangen baseras på Karlstad Energis effekttariffer med en mätarsäkring på 63A > för månadsoptimeringen, se figur 4. För årsoptimeringen baseras den ekonomiska beräkningen på Umeå Energis effektabonnemang Effektkund lågspänning 0,4 V, se figur 5.
I bägge fall antas området vara kollektivmätta för att ekonomiska incitament ska finnas. I realiteten kan de ekonomiska incitamenten istället ske genom direkta avtal mellan fastighetsägare och elnätsägare eller genom andra lösningar.
4 Genomförande
För arbetets simulering av effekttoppsreduktionen krävs lämpliga parametrar och antaganden gällande elbilar, körmönster, laddning och urladdning. Dessa parametrar tas fram för att på ett så bra sätt som möjligt represen- tera ett verkligt förhållande. I detta avsnitt presenteras genomförandet för att beräkna och ta fram de parametrar som arbetet bygger på, detta inkluderar dels bakgrund till valet samt de faktiska värderna. Bland annat beskrivs körmönster, elbilarnas energikonsumtion, verkningsgrader för laddning och urladdning samt en presentation av de scenarion som används i arbetet.
4.1 Urladdnings- och laddningstider
Beroende på effektprofilens utseende bör urladdningen ske när effektbehovet är stort. På detta sätt kan energin i elbilens batteri utnyttjas och därmed minska det yttre behovet av el till området. Effektbehovets utseende och effekttoppens storlek är båda förändrade från dag till dag men generellt sett återfinns stora likheter för vardagar där det största behovet återfinns under sena eftermiddag och kvällar, se figur 7. Att en begränsad tid för urladdning bestäms beror främst på förmågan att bättre garantera en fullt laddad bil på morgonen då laddningen endast sker under natten.
Fig. 7.Effektbehov för Lilljansberget den 18 Januari 2016
Urladdningen, tillika effekttoppsreduktionen, antas ske mellan kl 16:00 och 23:00. Valet av tid för urladdning har gjorts efter vardagars effekttoppar och behovet av reduktion, se figur 7. Därefter antas laddning av elbilarna ske mellan 23:00 till 07:00. Möjligheten för laddning sker då alltid en timme mer än den för urladdning vilket i större grad säkerställer att alla elbilar är fulladdade på morgonen.
4.2 Begränsande faktorer för effektreduktion
Under reduktionens tidsspann återfinns alltid en begränsande faktor som innebär att reduktionen begränsas, detta innebär att inga vidare incitament återfinns för att reducera effektbehovet mer under andra timmar än den tidigare begränsade maxeffekten. Effekttoppsreduktion med elbilar kan begränsas av tre faktorer som presente- ras i detta avsnitt.
