Energiavarastokapasiteetin hankinnan kannattavuustarkastelu sähkönjakeluverkkoyhtiön näkökulmasta
Pysyvä osoite
Kuvaus
Opinnäytetyö kokotekstinä PDF-muodossa.
Tässä diplomityössä tarkasteltiin litiumioniakustopohjaisten energiavarastojen soveltuvuutta jakeluverkon kehittämiseen. Työn alussa kirjallisuuskatsauksen avulla kartoitettiin regulaation asettamia ehtoja energiavarastojen hyödyntämiselle jakeluverkkoyhtiön näkökulmasta. Voimassa olevan lainsäädännön perusteella jakeluverkkoyhtiö voi omistaa energiavaraston vain poikkeustapauksissa. Ensisijainen tapa regulaation mukaan on, että jakeluverkonhaltija (JVH) hankkii energiavarastokapasiteetin palveluna. Jakeluverkonhaltijalla ei sähkömarkkinalain mukaan saa harjoittaa energiavarastoliiketoimintaa.
Regulaatiotarkastelun jälkeen kirjallisuuskatsauksessa siirryttiin tarkastelemaan energiavarastojen mahdollisia hyödyntämiskohteita. Jatkotarkasteluun valittiin tunnistetuista hyödyntämiskohteista: huipputehon leikkaaminen, häviöenergian minimointi, jänniteoptimointi ja toimitusvarmuuden parantaminen. Hyötyjen realisoitumista arvioitiin Enontekiön Sähkö Oy:n verkossa Trimble NIS verkostolaskelman avulla. Laskelmissa kuormitustiedot perustuivat todellisiin älykkään energiamittarin mittaamiin kulutuksiin. Verkostolaskelmia täydennettiin Microsoft Exceliin luoduilla dynaamisilla skenaariomalleilla, joilla voitiin nopeutetusti simuloida akuston parametrimuutosten vaikutuksia. Toimitusvarmuustarkastelussa käytettiin käytöntukijärjestelmä Trimble DMS:ään raportoituneita todellisia verifioituja keskeytyksiä. Tarkastelun perusteella energiavaraston käyttöaste verkkoyhtiön omiin tarpeisiin osoittautui varsin maltillisiksi. Tästä syystä työssä tarkasteltiin järjestelmän vapaan kapasiteetin hyödynnettävyyttä reservimarkkinoilla. Reservimarkkinatarkastelun osana arvioitiin historiallisen kehityksen perusteella markkinatuottojen kehittymistä. Tarkastelussa painopisteenä oli arvioida markkinasaturaation vaikutusta tuottopotentiaaliin ja siten kustannuspaineen siirtymistä JVH:lle.
Työn lopuksi tehtiin taloudellinen kokonaisoptimointi, jossa etsittiin kokonaishyödyn perusteella optimaalinen mitoitus ja sijoituspaikka energiavarastolle kahdessa eri tilanteessa. Optimaalinen ratkaisu pohjautuisiihen, että jakeluverkkoyhtiö ostaa energiavarastokapasiteetin palveluna. Optimaalista ratkaisua verrattiin vaihtoehtoon, missä samat sähkönlaadulliset ominaisuudet tuottava ratkaisu tuotettaisiin pelkästään jakeluverkkoa vahvistamalla. Taloudellisessa arvioinnissa energiavarastoratkaisussa tuotoiksi lisättiin reservimarkkinatuotot. Lisäksi oletettiin, että kustannuksia voidaan kohdistaa regulaation joustokannustimelle. Tulosten perusteella energiavarasto on käyttökelpoinen ratkaisu rajatuissa käyttökohteissa, missä tehonvaihtelu on suurta ja huipputehoa voidaan tehokkaasti leikata pienellä energiamäärällä. Lämpötilariippuvat kuormat johtavat suuriin mitoitustarpeisiin, jolloin elinkaarikustannukset kasvavat merkittävästi. Mikäli järjestelmää käytetään ainoastaan verkkoyhtiön tarpeisiin, ei energiavaraston elinkaarijakson kustannussäästöpotentiaali ole riittävä tekemään ratkaisusta elinkaarikustannuksiltaan edullisempaa verrattuna perinteiseen verkostoinvestointiin.
This Master’s thesis examined the applicability of lithium‑ion battery‑based energy storage systems in the development of electricity distribution networks. At the beginning of the study, a literature review was conducted to identify the regulatory conditions governing the utilization of energy storage systems from the perspective of a distribution system operator. Under the current legislation, a distribution system operator may own an energy storage system only in exceptional cases. According to regulation, the primary approach is that the distribution system operator (DSO) procures energy storage capacity as a service. Pursuant to the Electricity Market Act, a distribution system operator is not permitted to engage in energy storage business activities.
Following the regulatory review, the literature review proceeded to examine potential use cases for energy storage systems. From the identified use cases, the following were selected for further analysis: peak power shaving, minimization of energy losses, voltage optimization, and improvement of supply reliability. The realization of these benefits was assessed in the distribution network of Enontekiön Sähkö Oy using network calculations performed with the Trimble NIS system. The load data used in the calculations were based on actual consumption measured by smart energy meters. The network analyses were complemented with dynamic scenario models developed in Microsoft Excel, enabling accelerated simulation of the impacts of changes in battery parameters. In the supply reliability assessment, actual verified outages reported in the Trimble DMS distribution management system were used. Based on the analysis, the utilization rate of the energy storage system for the distribution system operator’s own needs proved to be relatively low. For this reason, the study also examined the utilization of the system’s available capacity in reserve markets. As part of the reserve market analysis, the development of market revenues was assessed based on historical trends. The focus of the analysis was to evaluate the impact of market saturation on revenue potential and, consequently, the transfer of cost pressure to the distribution system operator.
Finally, a comprehensive economic optimization was conducted to determine the optimal sizing and placement of the energy storage system based on total benefits in two different scenarios.
The optimal solution was based on the assumption that the distribution system operator purchases energy storage capacity as a service. The optimized solution was compared with an alternative in which equivalent power quality characteristics would be achieved solely through reinforcement of the distribution network. In the economic assessment, reserve market revenues were included as benefits of the energy storage solution. In addition, it was assumed that part of the costs could be allocated to the regulatory flexibility incentive. Based on the results, energy storage systems constitute a viable solution in limited use cases characterized by significant power variability, where peak power can be effectively reduced with a relatively small amount of stored energy. Temperature‑dependent loads lead to large sizing requirements, resulting in a significant increase in lifecycle costs. If the system is used exclusively for the distribution system operator’s own needs, the lifecycle cost savings potential of the energy storage system is not sufficient to make the solution more cost‑effective over its lifecycle compared to traditional distribution network investment.