Impact of Local Electricity Markets and Peer-to-Peer Trading on Grid Operations in a Norwegian Low-Voltage Distribution Grid

Abstract

Desentraliserte fornybare energiressurser er raskt på vei inn kraftsystemet, og introduserer både nye muligheter og utfordringer for systemets aktører. Tidligere passive forbrukere inntar prosumer-rollen og den tradisjonelle ovenfra-og-ned-strukturen er i ferd med å endres. Med de samtidige fremskrittene innen informasjons- og kommunikasjonsteknologi, dukker det opp nye muligheter for å legge til rette for et mer forbrukersentrisk marked og investeringer i lokale energikilder. Peer-to-peer-markeder har dermed fått oppmerksomhet innen akademisk forskning og som pilotprosjekter de siste årene, med lovende resultater når det gjelder økonomiske fordeler. Imidlertid har det vært lite fokus på hvilken innvirkning slike markedsstrukturer vil ha på nettdriften i lavspente distribusjonsnett. Da markedsaktørene er koblet til et svært komplekst kraftsystem, med klare tekniske restriksjoner, er slike analyser essensielle for å kunne avgjøre om lokal krafthandel er gjennomførbart.

I denne oppgaven gjøres en ny tilnærming på dette feltet ved å kombinere en flerperiodisk markedsoptimaliseringsmodell med et lastflytanalyseverktøy i MATLAB. Med denne metoden kan alle markedsavgjørelser valideres, men ikke nødvendigvis begrenses, av distribusjonsnettets tekniske spesifikasjoner. To ulike systemkonfigurasjoner med distribuert produksjon og lagring er analysert, med caser som sammenligner virkningen av å etablere et lokalt marked eller ikke. I tillegg introduseres en innovativ prismekanisme for å redusere det totale systemtapet i et endelig casestudie.

Hovedfunnene indikerer at det ikke er noen vesentlig innvirkning på nettdriften av et lokalt marked når bare solcellepaneler er installert i systemet. Med desentraliserte batterier tilgjengelig førte peer-to-peer-handelen til flere spenningssvingninger og 13,79 % mer tap i nabolaget, enn tilfellet uten lokalt marked. Den foreslåtte prisstrategien reduserte disse tapene med 4,67 %. Dessuten viste etablering av et lokalt marked en høyere grad av uavhengighet fra det øvrige nettet og effektiv bruk av lokale ressurser for begge systemkonfigurasjoner.

Distributed Energy Resources (DERs) are rapidly entering the power system, introducing both new opportunities and challenges for the system operators. Formerly passive consumers are transitioning into the prosumer role, calling for a restructuring of the conventional top-down system. With the simultaneous advancements in Information and Communication Technology (ICT), new frameworks to facilitate a more consumer-centric market and the deployment of DERs, are emerging. Peer-to-Peer (P2P) markets have thus gained attention in academic research and as pilot projects over the recent years, with promising results in terms of economic benefits. The impacts such market structures will have on the grid operations of low-voltage distribution networks are, however, little explored. As the peers are connected to a complex power system with hard technical constraints, such analyses are essential in order to determine the actual feasibility of local electricity trading.

In this thesis, a novel approach is conducted by combining a multi-period market optimisation model with a power flow analysis tool in MATLAB. With this method, all market decisions can be validated, but not necessarily constrained, by the distribution grid's technical specifications. Two system configurations of DER and storage deployment are analysed, with comparative cases of the impacts of establishing a local market or not. Additionally, an innovative pricing mechanism for reducing total system losses is introduced in a final case study.

The main findings indicate that there are no significant impacts on the grid operation of a P2P market when only Photovoltaics (PV) are installed in the system. With decentralised batteries available, the P2P trade induced more voltage fluctuations and 13.79 % more losses within the neighbourhood than the case with no local market. The proposed pricing strategy in the final case managed to reduce these losses with 4.67 %. Moreover, establishing a local market showed a higher degree of community resilience and effective use of local resources for both system configurations.