• No results found

Energilagring lokalt hos kund för reducerad toppeffektförbrukning

N/A
N/A
Protected

Academic year: 2022

Share "Energilagring lokalt hos kund för reducerad toppeffektförbrukning"

Copied!
57
0
0

Loading.... (view fulltext now)

Full text

(1)

UPTEC E 18 014

Examensarbete 30 hp Juni 2018

Energilagring lokalt hos kund

för reducerad toppeffektförbrukning

Examensarbete i elektroteknik

Oscar Forsman

(2)

Teknisk- naturvetenskaplig fakultet UTH-enheten

Besöksadress:

Ångströmlaboratoriet Lägerhyddsvägen 1 Hus 4, Plan 0

Postadress:

Box 536 751 21 Uppsala

Telefon:

018 – 471 30 03

Telefax:

018 – 471 30 00

Hemsida:

http://www.teknat.uu.se/student

Abstract

Energy storage locally at customers for reducing power peaks

Oscar Forsman

Over a day the electrical load in a grid fluctuates over time and has power peaks during certain times of the day. These power peaks often coincide when residential houses connected to the grid have their peaks. Power peaks is one factor when designing grids and make the power companies to invest in more transmission capability to handle an increase of power consumption at their customers.Today the most common way for power companies to bill their customer is by the amount of energy they use. To create an incentive for customers to even out their power consumption, power companies can bill their customers by their power peaks instead, which they can lower with their energy storage.

This thesis shows that technologically it is possible to utilize batteries for

controlling customer loads to reduce their power peaks during the billable time of the day at different levels. It also proves that the customers can get economic advantages by reducing their power peaks, creating an incentive for them to do so.

Today it is hard to motivate energy storage for reducing power peaks at the customers with long pay-back times. With the decreasing price of batteries in the future, this becomes more favorable for the customers who can see economic benefit from this. The power companies can also see benefit from this since their customers even out their load and thereby even out the load of the grid over the day, making it possible to postpone grid extensions.

ISSN: 1654-7616, UPTEC E18 014 Examinator: Tomas Nyberg Ämnesgranskare: Joakim Widén Handledare: Oscar Willén

(3)

Sammanfattning

Det här arbetet har utförts på Sala-Heby Energi AB där effekttoppsreducering lokalt hos kund skulle undersökas, specifikt huruvida det är tekniskt och ekonomiskt in- tressant för kund.

Arbetet utfördes genom att först ta fram värdefull information i en förstudie till arbetet. Detta behandlade hur situationen hos Sala-Heby Energi såg ut i dagsläget, hur deras fakturor togs fram och hur deras tariffer var utformade för deras kun- der. Sedan undersöktes hur intäktsramen för elnätsbolagen är uppbyggd för till- synsperioden 2016-2019 och hur man kan påverka den genom lokal energilagring.

Olika alternativ för lagring av energi undersöktes och det bestämdes vilken som skulle passa bäst denna applikation. Batterier gicks igenom, viktiga termer och hur de fungerar. Prisutvecklingen för batterier samt vilka kommersiella modeller som finns togs fram. Samverkan mellan batterilagring och elnätet undersöktes. Sven- ska regelverk gällande energilager lästes in för att se vilka begränsningar som finns idag.

Efter förstudien sammanställts togs en modell fram för att kunna simulera hur ef- fekttoppsreducering kunde se ut. Detta skedde i programmet Simulink vilket är ett program för modellering av dynamiska system. En representation av en bostad togs fram med lastdata som tagits från Sala-Heby Energis egna kunders förbrukning, en batterimodell samt en elbilsladdningsmodell. Batteriet styrs genom effektreglering, vilket är uppdelat i perioderna 7-19 och 19-7. Effektregleringen styr hur mycket batteriet måste ladda ur för att uppnå önskad effekt hos kund samt att ladda upp batteriet till full kapacitet. Batteriets laddningstillstånd beräknas genom att mäta strömmen som går ut och in i batteriet under upp/urladdningscyklerna.

Resultatet från detta arbete visar att det är mycket möjligt för kund att kunna nyttja ett energilager i form av ett batteri för att reducera sina effekttoppar mellan den tariffbelagda perioden 7-19 i Sala. I dagsläget är det begränsat vilka kunder som kan använda batterier på detta sätt och ha en tillräckligt kort återbetalningstid för att kunna dra ekonomisk nytta av det. Genom att följa den förväntade prisnedgången för kapaciteten i batterier kan det ses att det blir mer fördelaktigt i framtiden att nyttja batterier för effekttoppsreducering och 2030 är det i flera fall en bra investering för kund. Förhållandena som har undersökts är full laststyrning samt 30%, 50% och 30% med elbilsladdning, där till exempel 30% laststyrning innebär att man sänker den fakturagrundande effekten med 30% mellan klockan 7-19. Full laststyrning, vilket innebär att effekten sänks med 100% till 0W, är inget som ser lönsamt den närmaste framtiden på grund av för höga batteripriser. För 50% laststyrning ses det att det redan 2025 kan bli intressant för vissa kunder att investera och 2030 än fler. För 30% laststyrning blir det intressant för de flesta kunder att investera runt 2030. Lönsamhet kan också ses i fallet med implementerad elbilsladdning där man vill åstadkomma effektsänkning till samma nivå som i fallet med enbart 30%

laststyrning, men detta också år 2030. Resultatet visar också att Sala-Heby Energi kan dra nytta av att sina kunder nyttjar energilager för att sänka sina effekttoppar mellan 7-19 på vardagar. Det kan hjälpa till att jämna ut belastningen, sänka förluster i nätet och på så sätt påverka Sala-Heby Energis ekonomi positivt.

(4)

Förord

Detta examensarbete utfördes på Sala-Heby Energi AB i Sala och ingår i Civilin- genjörsprogrammet i Elektroteknik vid Uppsala Universitet. Ämnesgranskare är Joakim Widén och handledare på Sala-Heby Energi är Oscar Willén.

Ett stort tack till alla som har bidragit till att jag kunnat slutföra mitt projekt och som bistått med hjälp när det har behövts, utan er hade inte detta gått.

Ett särskilt stort tack vill jag rikta till följande:

Oscar Willén - som har hjälpt till med allt ifrån att komma igång på plats på Sala- Heby Energi och besvarat alla mina frågor och gett goda råd.

Markus Gabrysch - som bidragit med hjälp och råd gällande projektet.

Personalen på Sala-Heby Energi- för att ha varit välkomnade, trevliga och bistått med hjälp när den har behövts.

Slutligen vill jag tacka min ämnesgranskare Joakim Widén som har varit mycket hjälpsam och besvarat frågor gällande arbetet under projektets gång.

Sala, Juni 2018 Oscar Forsman

(5)

Nomenklatur

A Ampere

BoE Box of Energy DC Likström kW kilowatt

kWh kilowatt-timme MW megawatt

MWh megawatt-timme SHE Sala-Heby Energi

SoC State of Charge, med vilket menas ett batteris laddningstillstånd.

V1G Typ av elbilsladdare som enbart kan överföra effekt från nät till bil.

(6)

Innehållsförteckning

1 Inledning 1

1.1 Syfte . . . 1

1.2 Frågeställningar . . . 1

1.3 Antaganden och avgränsningar . . . 1

1.4 Disposition . . . 2

2 Bakgrund 3 2.1 Sala-Heby Energi . . . 3

2.2 Nättariffer . . . 3

2.2.1 Energitariff . . . 3

2.2.2 Effekttariff . . . 4

2.2.3 Energiskatt och mydighetsavgifter . . . 5

2.3 Intäktsram . . . 5

2.3.1 Kapitalkostnader . . . 6

2.3.2 Löpande kostnader . . . 7

2.3.3 Tillsynsperioden 2016-2019 . . . 7

2.4 Lagring av energi . . . 9

2.4.1 Alternativ för lagring . . . 9

2.4.2 Batterier . . . 9

2.4.3 State of Charge . . . 10

2.4.4 Prisutveckling . . . 10

2.4.5 Batterimodeller . . . 11

2.5 Batterilagring och elnätet . . . 12

2.6 Svenska regelverk för energilager . . . 13

2.6.1 Elnätsägare som ägare . . . 13

2.6.2 Kommersiella ägare och aktörer . . . 14

2.6.3 Aggregatorer och lager . . . 15

2.7 Elfordon och laddare . . . 15

2.7.1 Långsam laddning . . . 16

2.7.2 Semisnabb laddning . . . 16

2.7.3 Snabbladdning . . . 17

3 Metod 18 3.1 Bostadsrepresentation . . . 18

3.2 Laddningskontroll . . . 19

3.3 Bostadslast, elbilsladdning och batteri . . . 19

3.4 Effektreglering för batteri . . . 20

3.5 Lastdata . . . 22

3.6 State of Charge . . . 23

4 Data 24 5 Resultat 25 5.1 Ingen laststyrning . . . 25

5.2 Full laststyrning till 0kW, 7-19 . . . 26

5.3 50% Laststyrning . . . 29

(7)

5.4 30% Laststyrning . . . 33 5.5 Laststyrning 30% med elbilsladdning. . . 37

6 Diskussion 40

7 Slutsatser 42

8 Bilagor 45

8.1 Utan laststyrning . . . 45 8.2 Utan laststyrning med elbilsladdning. . . 47

(8)

Figurer

2.1 Uppbyggnad av intäktsram, enligt Energimarknadsinspektionen. (Werther

2009) . . . 6

2.2 Den aktuella samt den förväntade kostnaden för litiumjon-elbilsbatterier. Sammanställd utifrån Valentin Muenzels artikel. (Muenzel 2014) . . . 11

3.1 Representation av bostaden med batteri och elbilsladdning. . . 19

3.2 Laddningskontrollen som används i modellen. . . 19

3.3 Representation av bostadslast och elbilsladdning. . . 20

3.4 Batterirepresentationen. . . 20

3.5 Effektregleringen för batteriet. . . 20

3.6 Styrblock för effektreglering av batteri. . . 21

3.7 Effektreglering av batteri 7-19. . . 21

3.8 Effektreglering av batteri 19-7. . . 22

3.9 Lastdatablocket . . . 22

3.10 State of Charge beräkningsblock. . . 23

5.1 De fem bostädernas lastprofil utan laststyrning med batteri. . . 25

5.2 Bostad 1, full styrning 7-19 till 0kW. . . 26

5.3 Bostad 2, full styrning 7-19 till 0kW. . . 27

5.4 Bostad 3, full styrning 7-19 till 0kW. . . 27

5.5 Bostad 4, full styrning 7-19 till 0kW. . . 28

5.6 Bostad 5, full styrning 7-19 till 0kW. . . 28

5.7 Bostad 1, med cirka 50% laststyrning. . . 30

5.8 Bostad 2, med cirka 50% laststyrning. . . 30

5.9 Bostad 3, med cirka 50% laststyrning. . . 31

5.10 Bostad 4, med cirka 50% laststyrning. . . 31

5.11 Bostad 5, med cirka 50% laststyrning. . . 32

5.12 Bostad 1, med 30% laststyrning med batteri. . . 33

5.13 Bostad 2, med 30% laststyrning med batteri. . . 34

5.14 Bostad 3, med 30% laststyrning med batteri. . . 34

5.15 Bostad 4, med 30% laststyrning med batteri. . . 35

5.16 Bostad 5, med 30% laststyrning med batteri. . . 35

5.17 Bostad 1, med 30% laststyrning med batteri samt tillkopplad elbil- sladdare. . . 37

5.18 Bostad 2, med 30% laststyrning med batteri samt tillkopplad elbil- sladdare. . . 38

8.1 Bostad 1, utan laststyrning med batteri. . . 45

8.2 Bostad 2, utan laststyrning med batteri. . . 46

8.3 Bostad 3, utan laststyrning med batteri. . . 46

8.4 Bostad 4, utan laststyrning med batteri. . . 47

8.5 Bostad 5, utan laststyrning med batteri. . . 47

8.6 Bostad 1, utan laststyrning med elbilsladdning. . . 48

8.7 Bostad 2, utan laststyrning med elbilsladdning. . . 48

(9)

Tabeller

2.1 SHE Elnäts effekttariff för säkringar med kapacitet 25A och mindre. . 4

2.2 SHE Elnäts effekttariff för säkringar med kapacitet 35A och uppåt. . 4

2.3 Myndighetsavgifter för lågspänningskunder. . . 5

2.4 Batterimodeller . . . 11

2.5 Elbilsladdare (Svensk Energi 2013) . . . 17

4.1 Hög- och låglastmedeleffekter. . . 24

5.1 Data för bostäderna under valda perioden. . . 25

5.2 Effekttoppar under veckan kl 7-19 som utgör tariffeffekten. . . 26

5.3 Specifikation för att uppnå full laststyrning. . . 29

5.4 Lastfaktor för full laststyrning. . . 29

5.5 Specifikation för att uppnå cirka 50% laststyrning. . . 32

5.6 Lastfaktor för 50% laststyrning. . . 32

5.7 Specifikation för att uppnå 30% laststyrning. . . 36

5.8 Lastfaktor för 30% laststyrning. . . 36

5.9 Data utan laststyrning. . . 37

5.10 Specifikation för 30% laststyrning med elbilsladdning. . . 38

8.1 Data som utgör hög- och låglastmedeleffekter. . . 45

(10)

1. Inledning

En litteraturstudie har utförts för att ge bakgrund till hur energilager bakom mätaren hos SHE:s kunder för effekttopps-reducering skulle fungera. Denna har redogjort för de olika komponenter som detta arbete rör samt undersökt hur dessa hänger ihop.

Till exempel har energilagring och elnätets samspel undersökts och hur detta kan användas för laststyrning. Situationen hos SHE idag har undersökts och hur dem taxerar sina kunder, nätpriser och så vidare. Dessutom har den juridiska situationen för energilager i elnät undersökts för att se hur och när dessa får användas.

1.1 Syfte

Syftet med detta examensarbete är att undersöka, på Sala-Heby Energis vägnar, huruvida energilagring för laststyrning av effekttoppar lokalt hos Sala-Heby Ener- gis kunder är något som är intressant att erbjuda. Arbetet undersöker om det är tekniskt genomförbart och ekonomisk genomförbart. Olika kommersiella energila- gringsprodukter sammanställs för att undersöka huruvida de kan hantera att reduc- era effekttoppar till önskade nivåer. Dessutom undersöks det för framtiden för att se när detta kan bli lönsamt för kunden. Utökat användande av elbilar tas i beaktande och undersöker vad som krävs för batterilagring för att hantera elbilsladdning och sänka effekten till önskad nivå.

1.2 Frågeställningar

I detta arbete har dessa frågeställningar besvarats:

• Vad krävs för att kunna sänka elnätskostnader för kund i olika nivåer, 30%, 50% och full laststyrning?

• Är laststyrning tekniskt genomförbart, dvs finns det produkter idag som kan

?

• Är det ekonomiskt genomförbart i dagsläget, är återbetalningstiden tillräckligt kort för att bli lönsam innan nytt batteri måste köpas? Om inte, hur ser det ut i framtiden?

• Vad krävs för specifikationer av batteriet för att hantera elbilsladdning och laststyra till tidigare satt nivå?

1.3 Antaganden och avgränsningar

I detta arbete undersöks och används enbart elektrokemiska energilager i form av batterier. Detta på grund av att det är den teknik som är mest utvecklad i dag.

Dessutom lämpar sig dessa till både små och stora lösningar.

(11)

Behandlar enbart lager lokalt hos slutkunder. Arbetet är avgränsat till att en- bart undersöka elnätskostnader och nyttan i att sänka dessa. Elhandelskostnader hanteras därav inte vilket skulle kunna öka nyttjandegraden av batterianvändningen genom att handla med elen under dess prisfluktuationer under dygnet.

Vid undersökning av batteripriser inkluderas elbilsbatterier då dessa kan använ- das/används som energilager vid stationära plattformar såsom fastigheter etc.

Elbilsladdare beaktas men då enbart laddare av typ V1G. Dessa är laddare som enbart kan ta emot effekt och inte transportera effekt från batteriet till nätet/lad- daren.

Batterierna undersöks inte hur de påverkas under längre tider med lägre kapacitet med antalet upp- och urladdningscykler, värmepåverkningar, läckströmmar etc.

I detta arbete antas att batterierna har samma kapacitet under hela sin livstid och inga yttre faktorer verkar på batterier. Batterierna antas ha en livslängd på 10år.

1.4 Disposition

Under kapitel 2 beskrivs den information som togs fram för att ge inblick in i situa- tionen för energilager. Här beskrivs bland annat Sala-Heby Energi och situationen för dem. Begränsningar med energilager och lagar som styr. I kapitel 3 så beskrivs den metod och den modell som är framtagen för detta arbete och hur dess kompo- nenter fungerar och samverkar. I kapitel 4 beskrivs vilken data som är framtagen för detta arbete, vilka program som används och hur dessa tagits fram. I kapitel 5 redovisas resultatet av simuleringar med den framtagna modellen. I kapitel 6 diskuteras sedan resultatet och utvärderas.

(12)

2. Bakgrund

2.1 Sala-Heby Energi

Sala-Heby Energi AB är ett bolag som är delat ägt av Sala och Heby kommuner, 87,5% respektive 12,5%. Det är inom dessa kommuner som bolaget är verksamt och har sin inriktning på elnätet. Under Sala-Heby Energi AB finns dotterbolagen Heby-Sala Bioenergiutveckling aktiebolag, kort HESAB, och Sala-Heby Energi Elnät AB.(Sala-Heby Energi AB 2018) HESAB arbetar med tjänster och produkter inom energieffektivisering för företag och privatpersoner. (HESAB 2018)

Sala-Heby Energi Elnät AB äger och har hand om elnätet i Sala och Heby kommuner och ansvarar för drift och nybyggnation av nätet och har cirka 13 600 kunder och 18 anställda. Nätet har drygt 500 transformatorstationer och cirka 1400km långt led- ningsnät där 500km är luftledning och resten jordkabel. Av detta är två tredjedelar av nätet för lågspänning. (Willén 2018)

2.2 Nättariffer

Definitionen av en nättariff enligt Ellagen (1997:857):

"Med nättariff avses avgifter och övriga villkor för överföring av el och för anslutning till en ledning eller ett ledningsnät."(Ellagen 1.kap 5§)

Nättariffer är avgifter kunder betalar för användandet av ett näts ledningar och överföringar av dess el. Det finns i huvudsak två olika slags nättariffer, en energitariff baserat på energin kunden använder och effekttariffer baseras på effektuttaget av kunden.

2.2.1 Energitariff

Ett vanligt sätt att fakturera kunder genom en så kallad säkringstariff där kunderna betalat för en viss storlek av säkring och på så vis fått ett tak på hur mycket effekt denne kan ta ut. Dessutom faktureras kunden baserat på kundens elöverföring per använd kilowattimme (kWh). Oberoende om kunden tar ut mindre effekt än vad som är kapaciteten hos säkringen så kommer inte kostnaden att bli reducerad. Det är alltså säkringsstorleken som styr hur mycket kunden faktureras. Därav finns det inget ekonomiskt incitament för kunden att sänka sina effektuttag under perioder då elnätet är högre belastat, så länge denne håller sig inom vad säkringen har för kapacitet. (Öhling 2015, p. 40)

(13)

2.2.2 Effekttariff

Det nuvarande taxeringssystemet hos Sala-Heby Energi är att majoriteten av de- ras kunder nyttjar en så kallad effekttariff. Detta betyder att kunderna faktureras utifrån deras högsta effektuttag istället för att betala för den förbrukade energin. En årsavgift faktureras utifrån säkringens amperestorlek. Effekttariffen grundar sig på att man tar de tre högst uppmätta effektuttagen under en månad mellan 07:00-19:00 på vardagar och tar sedan medelvärdet av dessa värden. Avgiften för effektuttag är beroende på när under året det sker. För perioden April - Oktober är avgiften 43.00kr/kW och under perioden November - Mars är avgiften 104.00kr/kW. I och med att säkringsstorleken ökar så ökar årsavgiften men effektavgiften minskar, dock enbart för säkringar med en storlek på 35A och uppåt. (Sala-Energi Elnät AB 2018)

Tabell 2.1: SHE Elnäts effekttariff för säkringar med kapacitet 25A och mindre.

Amperestorlek Årsavgift [kr/år] Överföringsavgift [kr/kW/mån] Energiskatt [öre/kWh]

16A 1 010 104,00/43,00 41,38

20A 1 675 104,00/43,00 41,38

25A 2 280 104,00/43,00 41,38

Tabell 2.2: SHE Elnäts effekttariff för säkringar med kapacitet 35A och uppåt.

Amperestorlek Årsavgift [kr/år] Överföringsavgift [kr/kW/mån] Energiskatt [öre/kWh]

35A 4 130 102,50/40,00 41,38

50A 5 560 102,50/40,00 41,38

63A 8 110 102,50/40,00 41,38

80A 10 180 100,00/33,00 41,38

100A 12 830 100,00/33,00 41,38

125A 15 110 100,00/33,00 41,38

160A 20 780 100,00/33,00 41,38

200A 26 820 100,00/33,00 41,38

250A 34 130 100,00/33,00 41,38

315A 36 680 100,00/33,00 41,38

400A 46 960 100,00/33,00 41,38

500A 58 620 100,00/33,00 41,38

Genom att lägga mer av effektuttagen utanför effektariffens giltighetsområde ,07:00- 19:00, så påverkar inte ökade effektuttag kostnaden för kunden. Detta kan vara fördelaktigt om man tillämpar smart laddning av elbilen vilket medför att effektut- tagen från laddningen inte kommer påverka det fakturerbara maxvärdet av effektut- tag.

Detta fungerar som ett incitament för kunden att se över sitt effektuttag och med hjälp av lagring av energi och bättre användning av elen få ner sin maxeffekt under den tid som nätet är högst belastat. Detta kan bidra till att effekttopparna minskas och vi får en jämnare belastning på nätet. (Öhling 2015, p. 40)

(14)

2.2.3 Energiskatt och mydighetsavgifter

Energiskatten omfattas av "Lag (1994:1776) om skatt på energi" som är en skatt som betalas till staten för användning av bränslen och elektrisk kraft. (Finansde- partementet 1994) Energiskatt på el ska normalt betalas om man producerar el eller överför den. Denna ska deklareras när elen transporteras till någon som inte är skatteskyldig för elen eller när den förbrukas. (Skatteverket 2018)

Tabell 2.3: Myndighetsavgifter för lågspänningskunder.

Avgift Kostnad (inklusive moms) [kr/år]

Elsäkerhetsavgift 11,88

Elberedskapsavgift 56,25

Nätövervakningsavgift 3,75

Myndighetsavgifterna är beslutade av riksdagen och är till för att finansiera olika myndigheters verksamhet med ansvar över elnätet. Enligt förordning (2017:1040) om elberedskapsavgift, nätövervakningsavgift och elsäkerhetsavgift, paragraf 1 "Denna förordning innehåller bestämmelser om avgifter för att finansiera 1. åtgärder och verksamhet enligt elberedskapslagen (1997:288) (elberedskapsavgift), 2. verksamhet vid nätmyndigheten som avser uppgifter enligt 5 kap. ellagen (1997:857) och tillsyn enligt 12 kap. 1 § samma lag över att nätkoncessionshavare följer sina skyldigheter (nätövervakningsavgift), och 3. verksamhet vid Elsäkerhetsverket enligt elsäkerhet- slagen (2016:732) (elsäkerhetsavgift)." (Regeringskansliet 2017)

Elsäkerhetsavgiften finansierar Elsäkerhetsverket och dess verksamhet. Energimark- nadsinspektionen finansieras delvis genom nätövervakningsavgiften för övervakning av elnätet och dess företag. Elberedskapsavgiften bidrar till finansieringen av Sven- ska Kraftnät och dess verksamhet. (Elsäkerhetsverket 2018)

2.3 Intäktsram

I Sverige fastställs en intäktsram under en fyraårsperiod, tillsynsperioden, vilket är den tillåtna intäkten för ett elnätsbolag. Energimarknadsinspektionen granskar förslag på intäktsramar för tillsynsperioder och därefter fastställer eller ändrar dem.

Detta görs eftersom elnätsbolag har ett så kallat naturligt monopol på verksamheten och kan därav sätta eget pris på den. På marknader med konkurrens så sätts priset naturligt efter marknaden. I fallet med naturlig monopol krävs att värderingen av tjänsten sker på annat vis. Utifrån kostnader elnätsbolaget borde ha för att förse sina kunder med tjänster av en viss kvalitet värderas värdet på tjänsten. Intäkterna för elnätsbolaget består av överförings- och anslutningsavgifter sett under tillsynspe- rioden. (Werther 2009, p. 26)

Intäktsramen innefattas av ellagen under 5 kap. om nätkoncessionshavarens intäkter från nätverksamheten.

"Intäktsramen ska täcka skäliga kostnader för att bedriva nätverksamhet under till- synsperioden och ge en rimlig avkastning på det kapital som krävs för att bedriva

(15)

verksamheten (kapitalbas)." (Ellagen 5 kap. 6§)

Figur 2.1: Uppbyggnad av intäktsram, enligt Energimarknadsinspektionen.

(Werther 2009)

Intäktsramen utgörs av kapitalkostnader och löpande kostnader.

2.3.1 Kapitalkostnader

Kapitalkostnaden är den kostnad som är för det använda kapitalet. Hos elnätsbolag är det här i form av transformatorer, ledningar och nätstationer bland annat. Denna kostnad består av dels avskrivningar och avkastning av en kapitalbas.

Kapitalbasen enligt ellagen: "Kapitalbasen ska beräknas med utgångspunkt i de tillgångar som nätkoncessionshavaren använder för att bedriva nätverksamheten.

Vidare ska hänsyn tas till investeringar och avskrivningar under tillsynsperioden."

(Ellagen 5 kap. 9§)

Kapitalbasen utgörs av det som används för att driva elnätsbolagets verksamhet.

Värderingen av kapitalbasen grundas på dess nuanskaffningsvärde och avkastningen kalkyleras baserad på en real kalkylränta. Baserat på överföringsavbrott och kost- nader gentemot överliggande och angränsande nät, belastningen samt nätförluster påverkas avkastningen. (Energimarknadsinspektionen 2018)

(16)

2.3.2 Löpande kostnader

Löpande kostnaderna för elnätsföretagen består av påverkbara och opåverkbara kost- nader. De påverkbara kostnaderna har effekt på elnätsföretagen eftersom dessa har krav på effektivisering när intäktsramen fastställs. (Pandur & Jonsson 2015, p.

7)

Opåverkbara kostnaderna innefattas av:

• kostnader för nätförluster

• kostnader för abonnemang till överliggande och angränsade nät

• kostnader för anslutningar till överliggande och angränsade nät

• kostnader för ersättning till innehavare av produktionsanläggning av el, enligt 3 kap. 15§ ellagen (1997:857)

• kostnader för myndighetsavgifter enligt förordningen (1995:1296) om vissa avgifter på elområdet.

Dessa kostnader får elnätsföretagen full täckning för.

De påverkbara kostnaderna som elnätsföretagen är bland annat drift och under- håll för att möjliggöra deras verksamhet. Dessutom innefattas kostnader som är kundrelaterade såsom mätning, beräkning och rapportering. (Energimarknadsin- spektionen 2018)

2.3.3 Tillsynsperioden 2016-2019

Inför den nuvarande tillsynsperioden 2016-2019 tog Energimarknadsinspektionen fram nya direktiv som ska motivera elnätsföretagen att nyttja elnätet effektivt genom att jämna ut sin belastning och reducera sina förluster i nätet. För att skapa detta in- citament har två indikatorer använts. Tidigare under tillsynsperioden 2012-2015 låg kostnaden mot överliggande nät under löpande kostnader och ansågs vara opåverk- bar. Detta ledde till att elnätsbolagen inte hade någon motivering till att sänka sin kostnader för detta eftersom denna kostnad kan föras över på elnätets kunder.

För denna tillsynsperiod är detta nu fortfarande en opåverkbar kostnad men el- nätsbolagen kan nu istället få behålla en andel av det dem sparar på kostnader mot överliggande nät. Indikatorn som har valts för denna period med avseende på belastning är lastfaktorn. Lastfaktorn bestäms genom storleken på medeleffek- ten gentemot maxeffekten i ett elnät. En låg lastfaktor innebär att maxeffekten är högre medeleffekten och att det finns stora variationer i effektbehovet. En hög last- faktor visar på att elnätet är jämnare belastat och att effektvariationerna är mindre i nätet. Kvoten bestämmer hur mycket elnätsbolaget får behålla av besparingen av kostnaden mot överliggande nät. En kvot på 1 innebär att elnätsföretaget får behålla hela besparingen. Med denna indikator har nu elnätsbolagen ett incitament att sänka sina effekttoppar och jämna ut sin belastning.

Elnätsföretagen kan påverka sin belastning genom att till exempel införa effekttar- iffer istället för säkringstariffer, vilket är fallet hos SHE Elnät. Dessutom kan last- styrning användas och flytta kunders förbrukning till perioder med låg belastning.

(17)

På så vis kan belastningen jämnas ut över dygnet och nätets kapacitet utnyttjas mer effektivt. Nätföretagens kunder kan vara en leverantör av laststyrning genom att gå i avtal med nätföretaget om att denna får nyttja kundens last för att balansera.

Kunden skulle kunna vara allt från en villaägare till en industri beroende på behovet och vilken spänningsnivå. Lokal elproduktion med energilager kan också bidra med en jämnare belastning av nätet och utnyttja det mer effektivt genom att sänka sitt beroende av överliggande nät. (Öhling 2015, pp. 37-41)

Incitamentet kan beräknas enligt formel av Energimarknadsinspektionen:

Kb = Lfutf all× Bdif f × Eutf all (2.1) Kb: Det ekonomiska incitamentet för tillsynsperioden med avseende på belast- ning.

Lfutfall: Summan av alla lastfaktorer under varje dygn under tillsynsperioden delat med antal dygn under tillsynsperioden.

Bdiff=Bnorm-Butfall: Motsvarar den besparing per MWh sett till elnätsföretagets kost- nad mot överliggande nät.

Bnorm: Den sammanlagda kostnaden mot överliggande nät och kostnad för ersättning av el under perioden 2010-2013 delat med uttagen energi under tillsynsperioden 2016-2019.

Butfall: Den sammanlagda kostnaden mot överliggande nät och kostnad för ersättning av el under perioden 2016-2019 delat med uttagen energi under tillsynsperioden 2016-2019.

Eutfall: Energi uttagen under tillsynsperioden 2016-2019.

Den andra indikatorn som Energimarknadsinspektionen har infört är den gällande nätförluster. Nätförluster är de förluster som sker i överföringen av el i nätet till exempel värmeförluster och tomgångsförluster. Dessa kan ses som differensen av den inmatade elen in i nätet och vad som används av nätets kunder. Nätförluster låg under den förra tillsynsperioden (2012-2015) som en opåverkbar kostnad och hade inget incitament för elnätsföretagen att sänka dessa då hela denna kostnad kan föras över till kunderna. Under denna tillsynsperiod ligger fortfarande nätförluster under opåverkbara kostnader men nu finns istället ett incitament för elnätsföretagen att sänka dessa. Indikatorn som Energimarknadsinspektionen satt för att ge incitament till att minska nätförlusterna är kvoten av nätförlusterna mot den uttagna energin.

Incitamentet kan beräknas genom följande formel från Energimarknadsinspektio- nen:

Kn = (N fnorm− N futf all) × Eutf all× P n × 0, 5 (2.2) Kn: Det ekenomiska incitamentet för tillsynsperioden med avseende på nätförluster.

Anges i tkr och visar om det blir tillägg eller avdrag i intäktsramen.

Nfnorm: Normnivån på nätförlusterna som grundas på nätförluster gentemot uttagen energi under perioden 2010-2013. Ges i procent.

(18)

Nfutfall: Nätförlusterna gentemot uttagen energi under tillsynsperioden 2016-2019.

Ges i procent.

Eutfall: Energi uttagen under tillsynsperioden 2016-2019. Ges i MWh.

Pn: Pris/MWh för nätförluster som tas fram genom ett snitt för branschen under tillsynsperioden 2016-2019.

En ökad andel lokal elgenerering kan innebära att (Öhling 2015, pp.26-36)

2.4 Lagring av energi

För att kunna styra laster och minska effektuttaget under perioder med höga laster krävs det någon slags lagring av energi. Detta om inte kunden ändrar sitt egna konsumtionsmönster. Lagringen laddas då upp under perioder med låg last och den lagrade energin används under perioder med hög last.

2.4.1 Alternativ för lagring

Det finns en mängd olika alternativ för lagring av elektrisk energi. Principen är att omvandla elektrisk energi till någon annan bärare av energi mer lämpat för lagring. De vanligaste stilarna att lagra energi på är att använda mekanisk energi, elektromagnetisk energi, elektrokemisk energi och superkondensatorer. Mekanisk energilagring innefattar bland annat komprimerad luft, pumpad vattenlagring och svänghjul. Elektromagnetisk energilagring innebär att man lagrar magnetiskt energi genom att köra ström genom en spole. Elektrokemisk energilagring nyttjar kemiska reaktioner för att lagra energi. Batterier av olika slag används och är också det vanligaste sättet att lagra energi på. (Zhou et al. 2015, pp. 44-45)

Batterier är den mest kommersiella energilagringslösningen och finns väl utveck- lad för privatpersoner med leverantörer som Tesla, Box of Energy, och Mercedes- Benz.

2.4.2 Batterier

Ett batteri består av två eller flera elektrokemiska celler. Dessa celler består primärt av två elektroder, en anod och en katod, en elektrolyt däremellan som sedan är slutet i en låda. Då elektroderna är i kontakt med elektrolyten möjliggörs en reduktion- oxidation-reaktion mellan elektrolyten och elektroderna. Genom denna process så skapas en ström. Processen går ut på att när batteriet urladdas så kommer laddade joner i elektrolyten att ge av elektroner, oxidation, och ta upp elektroner, reduktion, från elektroderna. Reaktionen är reversibel vilket medför att batteriet kan laddas upp på motstående sätt. (Eyer & Corey 2010, p.11)

Vanliga kemier är bly-syra, litium-jon, nickel-kadmium, natrium-svavel, zink-brom, vanadin-redox och nickel-metallhydrid bl.a. (Eyer & Corey 2010, p.11)

(19)

2.4.3 State of Charge

För att förklara hur mycket laddningskapacitet som finns kvar i batteriet använder man sig av State of Charge, SoC. SoC beskriver hur mycket kapacitet av batteriet som är kvar. SoC är angivet i procent där 100% menas med att batteriet är fulladdat och 0% är ett helt urladdat batteri.

Uppmätningen av SoC sker inte direkt utan uppskattas genom att andra variabler hos batteriet mäts. Tack vare att urladdningsströmmen inte är konstant under en hel cykel utan avtar olinjärt med urladdningen, kan inte SoC mätas direkt. Därför behövs urladdningsströmmen integreras över tid. Det är inte heller möjligt att direkt uppmäta hur mycket laddning som ett batteri laddas upp med. Tack vare coulombeffektiviteten som finns i varje battericell så innebär det att ett batteri måste laddas upp mer än det kan ladda ur. Det finns i huvudsak fyra olika strategier för att uppskatta SoC indirekt:

• Spänningsmetod

• Hydrometer

• Coulombräkning

• Impedansspektroskopi

Dem vanligaste metoderna är spänningsmetoden och coulombräkningen. Spän- ningsmetoden går ut på att mäta batterispänningen för att uppskatta dess SoC. Man kan genom att kolla på batteriets urladdningskurva som visar hur spänning ändras i och med urladdning. Men kurvan är inte linjär och i och med att batterier utvecklas för att förse en konstant spänning fungerar detta allt sämre. Coulombräkningen är mycket vanlig i portabla applikationer och den innebär att man integrerar den upp- mätta strömmen från batteriet och jämför det med kapaciteten när den är fulladdad (Battery University 2018). Detta är också den metod som kommer tillämpas i detta arbete på grund av att den är simpel att implementera i en datamodell.

2.4.4 Prisutveckling

Priset på batterier har stadigt gått ner men är fortfarande den största utmanin- gen för batterier idag. Kostnaderna förväntas reduceras mycket de kommande 10 åren, detta på grund av stordriftsfördelar genom ökad produktion och teknologiska framsteg.(Nordling et al. 2015, pp. 14-15)

I figur 2.2 illustreras hur kostnaden för litium-jonbatterier utvecklats och hur den förväntas se ut fram till år 2030. Där kan ses att kostnaden var mycket hög för cirka 9 år sedan med en kostnad på ca 1 000US$/kWh, ca 8 100kr/kWh, till att ha gått ner till ca 500US$/kWh, ca 4 000kr/kWh, år 2017. Kostnaden förväntas gå ner ytterligare och år 2030 förväntas ligga strax under 200US$/kWh, ca 1 600kr/kWh.

(Muenzel 2014)

(20)

Figur 2.2: Den aktuella samt den förväntade kostnaden för litiumjon-elbilsbatterier.

Sammanställd utifrån Valentin Muenzels artikel. (Muenzel 2014)

I figur 2.2 är den förväntade utvecklingen för litiumjonbatterier för elbilar. I detta arbete antas att de batterier som erbjuds för energilagring i bostäder följer samma utveckling.

Tesla har lanserat sina batterier för hemmabruk, Tesla Powerwal. Powerwall-modulen har en kapacitet på 14kWh. Denna modul kostar 65 000kr. Tillkommer gör stöd- maskinvara för 5 500kr. Detta gör att hela batteripaketet kostar 70 500kr, vilket blir 5 035kr/kWh. (Tesla 2018)

2.4.5 Batterimodeller

Batterier för energilagring i hemmen är en ung och ny marknad. Idag finns det en del tillverkare men andra aktörer utvecklar sina egna produkter för att ta del av den växande marknaden för lokal energilagring.

Tabell 2.4: Batterimodeller

Tillverkare Produkt Kapacitet [kWh] Laddning / Urladdning [kW] Pris [kr/kWh]

Box of Energy ONE 5,5 och 7 3,6 / 3,2 10 483

Box of Energy PRO 7,0 till 28,0 6,4-18,0 / 4,2 10 483

Tesla Powerwall 14,0 5,0 / 5,0 5 035

Nissan xStorage 4,2 till 9,6 3,0 - 6,0* / 3,0 - 6,0 8041

Mercedes-Benz Energy Storage Home 2,5 till 20,0 1,25 - 4,6* / 1,25 - 4,6 4902

Sonnen GmbH Sonnen 4,0 till 16,0 3,0 - 8,0* / 3,0 - 8,0 12 282

LG Chem RESU 3,3, 6,5 & 9,8 3,0, 4,2 & 5,0 / 3,0, 4,2 & 5,0 5 308

*Dessa laddningseffekter har antagits varit detsamma som urladdningseffekten.

I tabell 2.4 finns några av de mest kommersiella batteriprodukter på marknaden just nu.

(21)

2.5 Batterilagring och elnätet

Energilager har en rad möjligheter att påverka elnätet. Dessa kan nyttjas så att elnätsbolaget kan få ut mer av sin verksamhet.

Elnätsbolag, som SHE Elnät AB, har ett överliggande nät ägt av ett regionnäts- bolag som de har avtal med. Om mer effekt tas ut eller matas in än avtalat så blir elnätsbolaget ålagda att betala en straffavgift till det överliggande regionnäts- bolaget. Under tillsynsperioden 2012-2015 fanns inga incitament för ett elnätsbolag att reducera sitt effektuttag mot överliggande regionnät om dem redan låg på sin fulla tillåtna intäktsram. Under denna tillsynsperiod så räknades avgifterna till överliggande nät som en opåverkbar kostnad och det innebar att även om effekt- behovet sänktes och på så sätt sänkte kostnaderna så minskade intäkterna likartat och resultatet förblev oförändrat. För den nya tillsynsperioden 2016-2019 har ett incitament för elnätsbolagen att sänka sina effektuttag skapats genom bestämmelser från Energimarknadsinspektionen. Det nya incitamentet för effektivt utnyttjande av elnätet ska ske genom:

1. Reducera kvoten av nätförluster.

2. Reducera belastningen på elnätet genom att sänka maxeffektuttaget.

Genom att ha energilager i batterier kan elnätsbolagen motverka effekttoppar som sker vid tillfällen med höglast. Detta resulterar i att elnätsbolagen kan styra undan sina effektuttag och på så vis sänka kostnader för straffavgifter till överliggande nät på grund av förhöjd förbrukning. (Hansson 2015, pp. 17-18)

Batterilager kan användas för att öka elkvalitén i ett elnät och ge en störningsfri elleverans. Avbrott leder till kostnader för elnätsbolagen och påverkar deras intäkt- sram. Elkvalité bedöms efter två parametrar:

• SAIDI (System Average Interruption Duration Index)

• SAIFI (System Average Interruption Frequency Index)

Dessa används också för att räkna på avbrottskostnader. SAIDI visar hur mycket per kund den genomsnittliga avbrottstiden är varje år och är uttryckt i minuter. SAIFA visar hur ofta en kund har avbrott per år. Oplanerade avbrott mellan 3 minuter och 12 timmar samt planerade avbrott ingår i beräkningen av dessa kostnader. Avbrott på över 12 timmar hanteras inte av dessa parametrar och påverkar således inte heller intäktsramen. Kunder som upplevt avbrott på över 12 timmar har däremot rätt till ersättning från nätbolaget. Batterier skulle kunna hantera avbrott om de sätts lokalt och på så vis förse kunder med effekt och därav sänka både SAIDI och SAIFI.

(Hansson 2015, p. 19)

2015 låg förluster i det svenska elnätet på 6,9% av den förbrukade elen i landet (Svensk Energi 2015, p. 38). Dessa förluster består av belastningsförluster och tomgångsförluster. Den aktiva effektöverföringen kan beskrivas med ekvation 2.3 nedan.

P = U × I (2.3)

Där P är den överförda effekten, U är effektivvärdet av spänningen och I är effek- tivvärdet av strömmen. Eftersom spänningen i ett nät är mer eller mindre konstant

(22)

så är det strömnivån som påverkar det aktiva effektflödet. Genom Ohms lag kan 2.3 skrivas om till:

Ploss = I2× R (2.4)

Där Ploss är belastningsförlusterna och R är resistansen. Belastningsförlusterna är proportionella mot resistansen och strömmen i kvadrat. Det innebär alltså att om förbrukningen reduceras så minskas förlusterna i nätet. Batterilager kan på så vis användas för att sänka effekttoppar i elnätet och erhålla en jämnare belastning av elnätet samt sänka belastningsförlusterna genom att laststyra. Detta kan leda till att elnätsbolag kan skjuta på investeringar som annars skulle krävas. (Hansson 2015, pp. 19-20)

Elnätsbolagen har ett ansvar att leverera el till sina kunder och måste därför se över att deras ledningar och transformatorstationer är funktionella och inte är alltför gamla. Det är oftast den högsta efterfrågan som bestämmer hur nätet ska dimen- sioneras. Efterfrågan förändras dock med tiden och detta medför att det krävs investeringar i elnätet för att klara av ökad efterfrågan. Batterier kan således skjuta på investeringar hos elnätsbolagen genom att den kan sänka maximala effektuttaget och på så vis minska behovet av ökad kapacitet i överföring eller produktion. (Hans- son 2015, p. 20)

Energilager kan användas för att hjälpa till med frekvensregleringen. När förbruknin- gen och produktionen inte är i balans så ändras elnätets frekvens och är antingen högre eller lägre än 50Hz. När systemet finner sig i obalans har Svenska Kraft- nät möjlighet att erbjuda sina avtalsaktörer att öka eller minska produktionen eller minska sin egna förbrukning. Energilager skulle på så vis kunna nyttjas för frekven- sregleringen genom att antingen ta emot eller avge el beroende på behov.

Enligt lag (2003:436) om effektreserv så ska den myndighet som har hand om sys- temansvaret för el, Svenska kraftnät, se till att det finns en effektreserv på 2MW (Regeringskansliet 2003). Tekniskt sett skulle energilager i villor, flerbostadshus och industrier kunna användas som effektreserv till resten av nätet. (Hansson 2015, p.

21)

Energilager kan också användas i kombination med egenproducerad solkraft hos kund. Kunden kan med hjälp av batterier optimera och öka sin användning av den egna solkraften genom att lagra energi under dagen då lasten ofta är lägre för att sedan använda energin under höglast-perioder under dygnet. Detta bidrar också med att elnätet blir bättre genom att spänningen längre bort från transformatorstationer och produktion kan hållas uppe. Dessutom kan förluster minskas lokalt. (Hansson 2015, p. 22)

2.6 Svenska regelverk för energilager

2.6.1 Elnätsägare som ägare

Enligt ellagen avses huvudsaken för elnätsverksamheten att möjliggöra överföring av el genom elektriska starkströmsledningar. Detta måste ske på ett säkert sätt sam-

(23)

tidigt som det är långsiktigt, vilket innebär att elnätsverksamheten måste innehålla andra aktiviteter.

"Med nätverksamhet avses att ställa elektriska starkströmsledningar till förfogande för överföring av el. Till nätverksamhet hör också projektering, byggande och un- derhåll av ledningar, ställverk och transformatorstationer, anslutning av elektriska anläggningar, mätning och beräkning av överförd effekt och energi samt annan verksamhet som behövs för att överföra el på det elektriska nätet." (Ellagen 1.kap 4§)

Energilager skulle kunna gå under "annan verksamhet", om detta energilager an- vänds för att upprätthålla elnätet. Det svåra är då att elnätsägare inte får ägna sig åt handel eller produktion med el, alltså så kommer inte el till energilagret få köpas. Tillfällen där elnätsägaren får bedriva egen produktion av el är för att en- bart kompensera för förluster i nätet eller vid brist av el på grund av elavbrott.

För handel med el finns det också två undantag och det är för att handla el som ska kompensera förluster i nätet eller om det bildas en flaskhals och det behövs motköp. Med detta menas att elnätsägaren öppnar upp för mer överföring genom att få någon nätansluten att antingen öka inmatningen eller minska utmatningen till den anslutna. Av ellagen specificeras inte huruvida handeln, produktionen eller motköpet måste ske samtidigt som elen förbrukas för att kompensera för elnätsförlus- terna. Energilagringen i sig behöver inte leda till minskade elförluster men tack vare omvandlingsförluster kan det bli lägre kostnader för att kompensera kostnaderna.

Elnätsägare med energilagring behöver inte skatta potentiella förluster som sker i samband med energilagret. (Hansson et al. 2014, p. 15)

Elnätsägare och de som bedriver elnätsverksamheter får äga energilager men är limiterad med hur dem får använda det så länge det inte gäller att kompensera för elnätsförluster eller vid brist av el vid avbrott enligt detta regelverk. Detta medför att inte alla potentiella fördelar med energilagret kan nyttjas av elnätsägaren och detta ger svag lönsamhet för lagret.

För att möjliggöra att energilager ska kunna erbjuda större möjligheter och bättre användning av dess potential krävs det att Ellagen justeras. Nätägare behöver få kreditera investeringen i kapitalbasen och dessutom behövs restriktionerna på att egen produktion och handel med el enbart ska kompensera för elnätsförluster eller säkra driften vid elavbrott tas bort för att kunna nyttja energilagret bättre.

(Hansson et al. 2014, p. 15)

2.6.2 Kommersiella ägare och aktörer

I det fall när inte elnätsföretaget är ägare av energilagringen för effektivisering av nätverksamheten kan detta köpas av en annan aktör som då äger lagret. Elnätsföre- taget köper då detta som tjänster av aktören och kostnaderna relaterat till detta kommer ingå i intäktsramen under driftkostnader. Om ägaren som tillhandahåller tjänsten inte själv är balansansvarig och samtidigt säljer lagrets el till slutanvändare krävs en balansansvarig.

Ägaren av det kommersiella energilagret är beskattat på den el som förbrukas i och med lagringen och förluster relaterat till detta (Hansson et al. 2014, p. 16).

(24)

Det betyder att skatt betalas på den el som matas in till lagret och att sedan vid försäljning och utmatning på nätet så betalas en skatt av konsumenten. Alltså skattas elen dubbelt när den går via ett kommersiellt energilager. Detta gör det svårt för dessa aktörer att erbjuda och sälja sina tjänster till andra aktörer, t.ex.

elnätsföretag. För elnätsbolag som är ägare till energilager så ligger lagren bakom mätare och skattas således inte. (Widegren 2016, p. 13)

"Nättariffer ska vara objektiva och icke-diskriminerande. De ska utformas på ett sätt som är förenligt med ett effektivt utnyttjande av elnätet och en effektiv elproduktion och elanvändning." (Ellagen 4 kap. 1§)

Enligt ellagen så krävs det att ägaren som driver energilagret blir skyldig att betala samma avgifter som andra nätanslutna i området (Hansson et al. 2014, p. 16).

Aktören måste därför både betala en avgift för den el som laddar upp energilagret och en avgift för inmatningen på nätet. Detta behöver inte elnätsföretaget hantera som ägare om energilagret bara är till för de applikationer som nu är lagliga, detta för att det ingår i nätverksamheten. (Widegren 2016, p. 12)

2.6.3 Aggregatorer och lager

När det finns en grupp kunder som har rörliga laster och/eller egenproduktion av sol- eller vindkraft och inte handlar med el, kan gruppen skötas av en så kallad ag- gregator. Detta innefattar också den in- och utmatning ett energilager har. Denna aggregator skulle kunna handla på balans- och spotmarknaden och genom dygnsvari- ationen på elpriset göra vinster.

Ett problem som uppstår med detta sätt att handla el, på grund av att aggregatorn bedriver handel som påverkar både balans- och spotmarknaden, är att elnätsbolaget får avvikelser i sina prognoser. Om aggregatorn handlar på spotmarknaden kommer lasterna under aggregatorn att minska. Elleverantören till dessa laster har dock ett balansansvar och får avvikelser från sina prognoser. Detta medför att elleverantören blir ersättningsskyldiga till Svenska Kraftnät för den obalans som skapas då lasten sänks i deras nät. Alltså straffas elleverantören av att de aggregerade lasterna kan styras snabbt. (Hansson et al. 2014, p. 16)

Detta är dock något som skulle kunna appliceras i Sala-Heby Energis elnät då deras effekttariff motiverar sina kunder att sänka sina effektuttag. I elnät där det faktur- eras med energitariff så finns inget incitament för reducerat effektuttag och enligt ellagen 4 kap. 1§ så kan inte heller vissa kunder ges effekttariff dessa nät.

2.7 Elfordon och laddare

Det finns i huvudsak tre olika typer av elfordon:

• Hybridfordon

• Laddhybridfordon

• Elbil

(25)

Hybridfordon nyttjar både en eller flera elmotorer och en konventionell förbrän- ningsmotor som driver fordonet samt en generator och ett batteri som laddas upp av bilen själv vid inbromsning till exempel och ej genom nätet. Laddhybridfordon, även kallat plug-in-hybrider, använder el för framdrivning i kombination med en förbränningsmotor. Batteriet laddas via elnätet. Elbilen har en eller flera elmotorer för framdrivning och använder sig enbart av el. Den har ett batteri som laddas upp genom elnätet. (Energimyndigheten 2016)

I januari 2018 fanns det 46 895 st laddbara fordon i Sverige, vilket motsvarar knapp en procent av fordonen i trafik. Av dessa är 71% laddhybrider och 29% elbilar.

Under 2017 ökade antalet laddbara fordon med 60%. Prognosen för 2018 är att antalet laddbara fordon kommer att vara 79500 i slutet av året, en ökning på cirka 75% från 2017. (Elbilsstatistik.se 2018)

Regeringen lade 2008 in en proposition som innefattade att Sverige ska prioritera att ha en fossiloberoende fordonsflotta år 2030. Detta är ett delmål för visionen att Sverige ska ha ett nettoutsläpp av växthusgaser i atmosfären till år 2050. För att målet om en fossiloberoende fordonsflotta ska kunna nås till år 2030 så krävs det att fordon som drivs på förnybar energi måste öka sin andel av den befintliga fordonssektorn. (Regeringskansliet 2012)

2.7.1 Långsam laddning

Majoriteten av elfordonen på dagens marknad har laddare inbyggda, kapabla att kopplas in i vanliga Schuko-eluttag som finns i hushåll. Dessa laddare kan ladda ett elbilsbatteri till full laddning på 6-9 timmar. Beroende på strömstyrkan så kan man ladda batterierna via ett Schuko-uttag med effekter på 2,3 - 3,7 kW. Om man antar att en elbil förbrukar 2kWh per mil så räcker en timmes laddning vid dessa effekter till cirka 1 - 2 mils körning. De flesta laddningsplatser som finns är för långsam laddning och det är troligtvis den typ av laddning som kommer att vara störst även framöver med ett ökat behov av att kunna ladda elbilar och möjligheten att kunna göra det hemma eller vid arbetsplatsen. Merparten av laddningen av elbilar i Sverige sker under nattetid och då är inte laddningshastighet ett lika stort krav. Dessutom är långsam laddning också lätt att nyttja vid hushåll som har installationer för motor- och kupévärmare. (Svensk Energi 2013, p. 5)

2.7.2 Semisnabb laddning

Kortare laddningstider kräver att batteriet laddas med högre effekt. Då krävs det antingen att man kör på trefas eller ökar strömstyrkan. Primärt är det bra att använda trefas då detta inte påverkar säkringsstorleken. Till exempel med en säkring på 16A och trefas så fås en effekt på 11kW. En laddning med denna effekt en timme leder till 5 mil körsträcka ungefär. Det är inte alla elfordon idag som kan laddas med trefas så ett alternativt är att ladda på en fas med en säkring på 32A. Då erhålls en effekt på 7kW. Denna effekt laddar upp batteriet med cirka 3 mils körsträcka per timmes laddning. Semisnabb laddning lämpar sig bra på platser där bilen ska

(26)

stå parkerad bara några timmar, såsom shoppingcenter eller stadskärnor. (Svensk Energi 2013, pp. 5-7)

2.7.3 Snabbladdning

Det finns ingen klar definition av vad snabbladdning är. Oftast menas dock med snabbladdning att det ska gå så pass fort att ladda fordonet att personen ska kunna vänta vid fordonet under laddningen, cirka 10 minuter. Detta kräver höga effektut- tag för laddningen, upp emot 250kW. I nuläget är effekten hos snabbladdningssta- tionerna på cirka 50kW men kommer i och med utvecklingen av elbilar och in- frastrukturen runt dessa att öka. Snabbladdning sker med likström via en extern laddstation på grund av att laddare som är kapabla till hantera så pass höga effek- ter är inte möjliga att ha ombord på bilen. Snabbladdning sker då vid ställen som motsvarar bensinmackar och kommer i framtiden bli ett komplement till långsam laddning.(Svensk Energi 2013, p. 7)

Många bilar klarar i dagsläget inte av snabbladdning, till exempel många plug-in hybrider.

Tabell 2.5: Elbilsladdare (Svensk Energi 2013)

Typ av laddning Effekt [kW] Spänning [V] Ström [A] Antal faser Laddtid för 10 mil

Långsam (AC) 2,3 230 10 Enfas 9h

Långsam (AC) 3,7 230 16 Enfas 6-8h

Semisnabb (AC) 7,4 230 32 Enfas 3-4h

Semisnabb (AC) 11,0 230 16 Trefas 2h

Snabb (DC) 50-250 400 125-625 - 30-5min

(27)

3. Metod

För att kunna utvärdera hur detta skulle se ut har en simuleringsmodell byggts upp i programmet Simulink från MathWorks. Här har modellen i grunden utgått från exempelmodellen power_microgrid som finns tillgänglig i Simulink. Denna har dock konfigurerats för att bättre passa in i detta scenario och dess specifikationer.

Modellen syftar till att beskriva en bostads effektförbrukning och hur denna kan styras. Lastdata hämtas ifrån SHE Elnäts egna register över sina kunders förbrukn- ing och sätts sedan in i modellen. Denna data innefattar allt som en bostad fak- tureras, alltså all effekt och energi som förbrukas bakom mätaren i bostaden. Detta representerar vad som finns i bostaden som drar el. Ett batteri har lagts till för att kunna laststyra och reducera effekttoppar. Batteriet är styrt på så vis att den försöker hålla en satt effektnivå under tidsintervallet 07:00-19:00 då det är tiden som kunden taxeras utifrån sin effektförbrukning. Är den önskade effektnivån lägre än den faktiska hos bostaden kommer batteriet att laddas ur och om den önskade nivån är högre än den faktiska så kommer batteriet att laddas upp. Övrig tid utan- för 07:00-19:00 laddas batteriet upp till full kapacitet. Batteriet dimensioneras efter modellerna som finns i tabell 2.4.

Utöver detta har en elbilsladdare av V1G typ kopplats in. Detta för att under- söka huruvida batteriet klarar av att hålla den önskade effektnivån samtidigt som elbilsladdaren matar effekt till bilen för uppladdning.

Resultatet av detta undersöks och utvärderas för att se hur mycket kunden sparar i månaden med lokalt batterilager och om det innebär en ekonomisk vinst gentemot kostnaden för batteriet. Batterierna väljs utifrån hur de klarar att hålla så låg effek- tnivå som möjligt, med och utan elbilsladdning, samt kostnaden för enheten.

3.1 Bostadsrepresentation

Bostaden representeras av inläst lastdata av bostaden utifrån SHE:s kunders för- brukning, en elbilsladdare och ett batteri. Allt detta är kopplat till nätet via en linjärtransformator som transformerar nätspänningen på 20kV till 230V. Transfor- matorn representerar transformatorn mellan mellan- och lågspänningsnätet. Nätet representeras av en "swing"-generator som gör nätet starkt och styvt gentemot las- ten. Denna konfiguration Mätaren hos kunden anses vara på sekundärsidan och det är alltså där förbrukningen hos kunden fås.

(28)

Figur 3.1: Representation av bostaden med batteri och elbilsladdning.

3.2 Laddningskontroll

Laddningskontrollen ser till att en viss effekt dras från nätet för att ladda upp elbilen. En strömbrytare kontrolleras av en step-funktion som skickar en 1:a under den önskade tiden för laddning av elbil, en 0:a övrig tid. Brytaren kommer att sända ut behovet av effekt vid en 1:a och ingenting vid en 0:a. Denna signal går således in till representationen av elbilsladdaren och styr den.

Figur 3.2: Laddningskontrollen som används i modellen.

3.3 Bostadslast, elbilsladdning och batteri

Bostadslasten och elbilsladdaren representeras av en växelströmskälla vardera. Denna får in sin styrsignal från laddningskontrollen och lastdata för att sedan sända ut en växelström in på hussidan. Bostadslasten och elbilsladdaren ser likadana ut och sitter parallellt.

(29)

Figur 3.3: Representation av bostadslast och elbilsladdning.

Figur 3.4: Batterirepresentationen.

Representationen för batteriet innehåller en växlare som ställer in förlusterna för batterikomponenten beroende på om det är uppladdning eller urladdning utifrån en styrsignal. Här antas att verkningsgraden för konverteringen från DC till AC är 90%.

3.4 Effektreglering för batteri

För att kunna modellera en batterirepresentation som kan hantera laststyrning krävs en effektreglering av batteriet. Detta har till uppgift att reglera batteriets ur- och upp-laddning så att batteriet håller den önskade effektnivån mellan 7-19 och sedan ladda upp mellan 19-7.

Figur 3.5: Effektregleringen för batteriet.

(30)

Effektregleringen är uppdelad i två grenar. Den ena är till för effektreglering un- der perioden 7-19 och den andra för perioden 19-7. Båda styrs av signaler från styrblocken som bestämmer när respektive gren ska köras.

Figur 3.6: Styrblock för effektreglering av batteri.

I figur 3.6 ses styrblocket som generar styrsignaler till effektregleringen av batteriet.

Två steg-funktioner sänder ut en 1:a under givna intervall beroende på vilken gren.

När de sänder en 1:a används grenen.

Figur 3.7: Effektreglering av batteri 7-19.

Under perioden 7-19 styrs effektregleringen enligt figur 3.7. Detta block ser till att ladda ur batteriet om den önskade effektnivån är lägre än den faktiska och ladda upp om den önskade effekten är högre än den faktiska. För att se till att batteriet inte överladdas kontrolleras hela tiden i detta block om den önskade effekten är högre än den faktiska samt om batteriet är fulladdat. Om båda är sanna så påverkar den styrsignalen till regulatorn och stänger av regleringen, annars så körs regulatorn för att hålla den önskade effektnivån.

(31)

Figur 3.8: Effektreglering av batteri 19-7.

Effektregleringen under perioden 19-7 styrs av blocket som syns i figur 3.8. Klockan 19 får den en styrsignal som påbörjar regleringen. Blocket syfte är att ladda upp batteriet så det blir fulladdat innan nästa cykel. Genom att ta den förbrukade energin vid kl 19, delas denna upp så uppladdningen är lika stor i 12 timmar fram till kl 7.

3.5 Lastdata

Lastdatan som kommer ifrån SHE:s kunders förbrukning sätts in i en tabell som läser in dessa värden gentemot en tidsvektor. Detta beräknas sedan till en ström som korresponderar till effekten som huset drar. Denna signal förs sedan till ett block med en växelströmskälla som den i figur 3.3.

Figur 3.9: Lastdatablocket

(32)

3.6 State of Charge

Figur 3.10: State of Charge beräkningsblock.

I figur 3.10 syns blocket som beräknar batteriets SoC. Här tas batteriets storlek in och sedan beräknas hur mycket energi som förbrukats genom att integrera effekten.

Detta visar sedan ett procentsats på hur mycket kapacitet som finns kvar i batteriet.

Detta används för att som om batteriet kan klara av att effektreglera till önskad effekt.

Batterierna som väljs som kandidater för lösningen är de som klarar av urladdningsef- fekterna, kapaciteten och dess pris.

(33)

4. Data

För att kunna utvärdera huruvida effekttoppsreducering lokalt hos SHE:s kunder med batterilager är ekonomiskt fördelaktigt behövs trovärdig data över hur kunders förbrukning ser ut. Den data som används i detta arbete är från SHE och dess kunder. Programmet DigPro dpSpatial är ett NIS-program som geografiskt hanterar SHE:s elnät där man kan se hur nätet ser ut på riktigt. Genom detta program får man information om nätstationer och kunder anslutna till dessa. Med detta kunde intressanta områden hittas med bostäder lämpade för simulering med tillkopplat energilager för laststyrning och deras anläggningsid användes sedan i programmet CS Transmission. Detta program hanterar mätvärden ifrån SHE:s kunder. Mätvärdena är timvärden som är ett medelvärden av det effektuttag en kund gör under ett intervall om en timme.

För att hitta perioder med intressanta värden undersöktes det när bostäderna tog ut som mest effekt. Detta är intressant då om batterilagret kan hantera den period med högst effektuttag klarar den av resten av året. För att begränsa projektet och hålla nere simuleringstiderna bestämdes det att värdena skulle tas över en sjuda- garsperiod. Detta ger en bättre representation av en månad än enstaka dagar.

Området som undersöktes var Norrberg i Sala. Perioden valdes till en vecka i febru- ari 2018, då det var denna period denna nätstation hade högst effektuttag. Norrberg är ett villaområde med mestadels en- och två-plansvillor. Bostäderna är liknande i storlek. Uppvärmning av hushållen sker genom fjärrvärme, värmepumpar och el- pannor. Fem bostäder valdes ut för undersökningen. Fyra bostäder valdes ut som hade ett ungefärligt lika stort energiuttag under den valda perioden, mellan 700kWh och 600kWh. Bostad 1, 2, 3 och 5 är bostäder med värmepumpar,bergvärme och elpannor. Bostad 4 värms upp genom fjärrvärme och har på så vis en lägre för- brukning än resterande bostäder denna period. Effektvärdena exporteras in till ett Excelark för att sedan importeras till tabellen i lastdatablocket i Simulink. Hög- och låglastmedeleffekter tog ut för resterande år för att kunna utvärdera den årliga besparningen från laststyrningen. Höglastperioden är november-mars och låglastpe- rioden april-oktober. Dessa värden är de tre högsta värdena under perioden mellan 7-19 på vardagar. Det är dessa som sedan fakturan till kunden baseras på.

Tabell 4.1: Hög- och låglastmedeleffekter.

Bostad 1 Bostad 2 Bostad 3 Bostad 4 Bostad 5

Höglastmedeleffekt [kW] 4,53 7,33 4,63 2,71 7,10

Låglastmedeleffekt [kW] 3,43 3,41 2,20 2,34 4,10

(34)

5. Resultat

5.1 Ingen laststyrning

I denna sektion redovisas resultaten av hur lastprofilerna för de undersökta bostäderna ser ut, data för dessa samt hur de påverkar nätet utan någon laststyrning. Detta är hur bostäderna är i dagsläget sett under den valda perioden.

Figur 5.1: De fem bostädernas lastprofil utan laststyrning med batteri.

I figur 5.1 visas lastprofilerna för bostäderna under den valda perioden. Dessa profiler är det som utgör basen i fallen med olika graders laststyrning och eventuell elbilsladdning.

Tabell 5.1: Data för bostäderna under valda perioden.

Bostad 1 Bostad 2 Bostad 3 Bostad 4 Bostad 5

Tariffeffekt 7-19 [kW] 4,92 6,68 5,92 2,31 7,98

Säkringsstorlek [A] 20 25 20 16 20

Medeleffekt [kW] 4,11 3,92 3,89 0,70 3,69

Toppeffekt [kW] 8,39 8,38 6,11 2,77 11,49

Lastfaktor 0,490 0,468 0,637 0,253 0,321

I tabell 5.1 redovisas data för de olika bostäderna för den valda perioden och är sammanställd utifrån lastprofilerna som visas i figur 5.1. Tariffeffekten är den effekt som grundar fakturan för varje bostad. Toppeffekten är den högsta effekten över hela perioden. Lastfaktorn, som är förhållandet mellan medeleffekt och toppeffekt, visar hur jämnt nätet belastas i dagsläget av dessa bostäder.

(35)

Tabell 5.2: Effekttoppar under veckan kl 7-19 som utgör tariffeffekten.

Bostad Topp 1 [kW] Topp 2 [kW] Topp 3 [kW]

Bostad 1 4,94 4,75 5,06

Bostad 2 7,08 6,71 6,26

Bostad 3 6,01 6,11 5,65

Bostad 4 2,12 2,03 2,77

Bostad 5 9,16 7,37 7,42

I tabell 5.2 redovisas de effekttoppar som är fakturagrundande där medelvärdet av dessa utgör effekttariffen i tabell 5.1.

5.2 Full laststyrning till 0kW, 7-19

I denna sektion redovisas resultatet av att laststyra till 100% mellan kl 7-19. Detta innebär att bostäder ska hålla en effekt på 0kW under detta intervall. I figur 5.2 till figur 5.6 ses resultatet för varje enskild bostad där det jämförs mot fallet utan laststyrning.

Figur 5.2: Bostad 1, full styrning 7-19 till 0kW.

(36)

Figur 5.3: Bostad 2, full styrning 7-19 till 0kW.

Figur 5.4: Bostad 3, full styrning 7-19 till 0kW.

(37)

Figur 5.5: Bostad 4, full styrning 7-19 till 0kW.

Figur 5.6: Bostad 5, full styrning 7-19 till 0kW.

(38)

Tabell 5.3: Specifikation för att uppnå full laststyrning.

Bostad 1 Bostad 2 Bostad 3 Bostad 4 Bostad 5

Effektstyrning 7-19 [kW] 0 0 0 0 0

Effektsänkning [kW] 4,92 6,68 5,92 2,31 7,98

Energi [kWh] 56,83 58,08 59,21 12,68 58,97

Batteri 5*Tesla Powerwall 5*Tesla Powerwall 5*Tesla Powerwall Tesla Powerwall 5*Tesla Powerwall

Kapacitet [kWh] 70 70 70 14 70

State of Charge [%] 80,0-31,3 80,0-30,2 80,0-29,2 80,0-25,7 80,0-29,5

Total batterikostnad [kr] 352 500 352 500 352 500 70 500 352 500

Besparning [kr/år] 3505,52 4839,48 3069,37 2113,29 4926,35

Återbetalningstid [år] 100,56 72,84 114,84 33,36 71,55

Möjlig nedsäkring - - - - -

Batteripris 2025 220 313 220 313 220 313 44 063 220 313

Återbetalningstid 2025 [år] 62,85 45,52 71,78 20,85 44,72

Batteripris 2030 132 188 132 188 132 188 26 438 132 188

Återbetalningstid 2030 [år] 37,71 27,31 43,07 12,51 26,83

I tabell 5.3 redovisas resultatet av att laststyra bostäderna till 100% mellan 7- 19. Denna data har grundats utifrån resultaten i figur 5.2 till 5.6. Batteriprodukt samt dess kapacitet har bestämt utifrån den cykel som krävde mest energi under perioden. Utifrån detta har återbetalningstider för dagsläget, år 2025 och år 2030 tagits fram.

Tabell 5.4: Lastfaktor för full laststyrning.

Bostad 1 Bostad 2 Bostad 3 Bostad 4 Bostad 5

Medeleffekt [kW] 4,13 3,99 3,85 0,72 3,67

Toppeffekt [kW] 13,28 13,14 10,08 3,34 15,34

Lastfaktor 0,311 0,304 0,382 0,216 0,239

För full laststyrning ses att det kräver större batteribanker för att klara av att sänka ned effekten under perioden 7-19 till 0W. I samtliga fall förutom för bostad 4 krävs 5st Tesla Powerwalls för tillräcklig kapacitet. Dessa värms upp genom värmepumpar, elpannor. Bostad 4 värms upp genom fjärrvärme och har således en mindre förbrukn- ing och kräver endast ett Tesla Powerwall. Vi har aktuella återbetalningstider på ca 115år till 72 för bostäder 1, 2, 3 och 5. För bostad 4 är återbetalningstiden dryga 33 år. Genom att följa de förväntade priserna för elbilsbatterier i figur 2.2, där stationära batterilager antas att följa samma utveckling, kan vi se hur återbetal- ningstiden påverkas. År 2025 sjunker återbetalningstiden till cirka 21 år för bostad 4 och 70-45 år för resterande. År 2030 sjunker återbetalningstiderna ytterligare till mellan 43-27 år för bostad 1, 2, 3 och 5. Ett batteri har en förväntad livslängd på 10-15 år och fortfarande ligger vi en bra bit över detta förutom med bostad 4 som ligger på 12,5 år men är ändå för högt för att kunna erbjuda någon ekonomisk vinst för kunden.

5.3 50% Laststyrning

I denna sektion redovisas resultatet av att laststyra till 50% mellan 7-19, vilket innebär att en effekt som är 50% av tariffeffekten ska uppnås under givet intervall för varje bostad. Resultatet visas i figur 5.7 till figur 5.11.

(39)

Figur 5.7: Bostad 1, med cirka 50% laststyrning.

Figur 5.8: Bostad 2, med cirka 50% laststyrning.

(40)

Figur 5.9: Bostad 3, med cirka 50% laststyrning.

Figur 5.10: Bostad 4, med cirka 50% laststyrning.

References

Related documents

Att elnätsföretagen i väldigt liten utsträckning tror det är möjligt att ens kunna påverka sina kostnader för nätförluster och överliggande nät, samt att de redan från nu

För Lidingö är det en utmaning att klara omställningen i verksamheterna när det blir fler skolbarn och äldre i verksamheten, ett ökat mottagande av nyanlända samt de

Lidingö har inte tidigare hanterat volymer av denna storleksordning vilket inneburit att flera delar av stadens organisation har ansträngts kraftigt för att kunna anpassa sin

Valfrihet är ett viktigt strategisk mål för Lidingö stad och Kommunstyrelsen ser positivt på beslutet och uppmanar samtidigt nämnden att anpassa verksamheten inom egen regi

För det andra så har ansök- ningarna till Patent- och registreringsverket (PRV) artificiellt fallit, vilket inte beror på lägre patentering utan på att ansökare i högre grad

• ”Tillsynsmyndigheten ska […] [f]astställa eller godkänna, enligt transparenta kriterier, överförings- eller distributionstariffer eller metoder för beräkning av dem.”..

Om effektavgift baserad på uppmätt effekt inte tillämpas skulle energiavgiften behöva vara större för att ge incitament till ett effektivt utnyttjande av elnäten.. Även om det

Trots att inte varje enskild individ kan påverka bidrar det egna arbetet till att nå de uppsatta mål som är grunden för belöningen, detta är något som upplevs viktigt i ett