Grid Tariffs for Fast Charging Stations in the Norwegian Distribution Grid

Abstract

Norge har sluttet seg til Parisavtalen, hvor målet er å redusere virkningene og konsekvensene av klimaendringene. For å redusere klimagassutslippene fra transportsektoren, anses det som nødvendig å øke antallet nullutslippsbiler. Fremskritt innen teknologi og politiske mål har i det siste tiåret ført til en rask vekst av elektriske kjøretøy i verden. I denne utviklingen er Norge blitt en av de viktigste forløperne, hvor man i dag har den største tettheten av elektriske personbiler per innbygger.

I tråd med dette har bevisstheten økt om hvordan elbiler kan påvirke strømnettet i Norge. Selv om saktelading anses for å være den vanligste måten å lade elbiler på, det vil si hjemme- og jobblading, forventes det også et økt behov for offentlige hurtigladestasjoner. Spesielt har man behov for dette på motorveiene mellom byer og tettsteder.

I denne masteroppgaven blir det foreslått en analytisk metode for å utvikle en nettariffstruktur som er egnet for hurtigladestasjoner i Norge. Dette gjøres ved hjelp av både lineær og kvadratisk optimering i MATLAB. Den foreslåtte nettariffen er en effekttariff med effektledd som måles etter den høyeste daglige forbrukstoppen (døgnmaks). Som et alternativ til potensielle kostbare investeringer i nettet, tar nettariffen sikte på å gi økonomiske prisinsentiver til ladeoperatøren for å investere i fleksible ressurser. Ressursene som vurderes er et stasjonært batteri og lastfleksibilitet. Ladeprofiler for to representative hurtigladestasjoner på Østlandet blir undersøkt i denne masteroppgaven.

Resultatene fra optimeringsmodellene viser at den foreslåtte nettariffen lykkes med å gi økonomiske insentiver til ladeoperatøren for å ta i bruk fleksible ressurser. Sammenlignet med kostnadene for strømmen og energileddet, er besparelsene man oppnår på effektleddet det viktigste økonomiske insentivet for å implementere fleksible ressurser.

For å avgjøre om investeringen i det stasjonære batteriet kan være økonomisk lønnsomt, sammenlignes investeringskostnadene med de besparelsene i tariffkostnadene man oppnår ved å bruke det stasjonære batteriet for å redusere topplasttimene. I tillegg blir elbilkundenes evne til å endre sitt lademønster undersøkt, for å se hvor mye dette påvirker ladeoperatørens totale kostnader ytterligere. Resultatene antyder at elbilkundenes lastfleksibilitet kan delvis redusere behovet for et stajonært batteri, i form av mindre dimensjonert batteri, samt redusere ladeoperatørens årlige kostnader ytterligere.

Sensitivitetsanalysene gir innsikt i hvordan optimeringsmodellene er svært avhengige av innparametrene. Resultatene viser at lavere enhetskostnader i fremtiden for litiumbatterier påvirker lønnsomheten positivt. Videre er det vist hvordan et effektledd basert på døgnmaksverdier kan være fordelaktig for ladeoperatøren, sammenlignet med et effektledd basert på månedsmaksverdier. Elbilbrukernes evne til å endre lastemønsteret enda mer vurderes også, der økt lastfleksibilitet fører til et avtagende behov for et stasjonært batteri. Imidlertid ser det ut til at et større dimensjonert batteri bidrar bedre til å kutte tariffkostnadene enn det elbilkundene klarer gjennom å være lastfleksible.

As a signatory to the Paris Agreement, Norway has pledged to contribute to the ambitious goal of reducing the serious risks and impacts of climate change. In order to reduce greenhouse gas emissions from the transport sector, it is considered necessary to grow the population of zero-emission vehicles. Advancements in technology and political goals during the past decade have resulted in a rapid growth in the electric mobility in the world. In this transition, Norway has become one of the global forerunners, having the largest fleet of electric vehicles (EVs) per capita for passenger use.

Along with this, one has raised awareness of the potential impacts that mass-adoption of EVs can have on the Norwegian distribution grid. Although slow and semi-fast charging is considered to be the dominant way of charging EVs, it is also expected to be a growing need for public fast charging infrastructure, especially between cities on highway corridors.

In this master's thesis, an analytical method is developed to tune a proposed grid tariff structure that is suited for the development of fast charging stations (FCS) in Norway. More specifically, it is done by means of both linear and quadratic optimisation problems solved in MATLAB. The proposed grid tariff structure is a capacity charge tariff with a capacity component billed on a daily basis. To prevent potential costly grid reinforcements, the grid tariff aims to give economic price incentives to the charging operator for investing in flexible resources. The flexible resources considered are energy storage system (ESS) and consumption flexibility. Load data for two representative FCSs in eastern Norway are investigated in this master's thesis.

Overall, the results shows that the proposed grid tariff structure succeeds in giving economic incentives for a charging operator to enable flexible resources. Compared with the cost of electricity and the cost of energy component, the savings one can achieve on the capacity component is the primary economic incentive for implementing flexible resources.

To determine if the investment in ESS can be economically viable, the investment cost is compared with the grid tariff cost alleviated by operating the ESS to reduce peak-loads. In addition, the EV users' ability to change their load pattern is investigated to see how much this impacts the charging operator's total costs. The results suggest that the EV users' actions can partly offset the need for an ESS, and reduce the charging operator's ESS investment costs.

The sensitivity analyses show how the models are highly dependent on the input parameters. The findings here shows that projected lower unit costs of lithium-ion batteries positively affect the economic viability. Moreover, it is shown how a daily billed capacity component can be economically advantageous for the FCS compared with a monthly capacity component. The EV users' ability to change their load pattern even more is also considered, where increased consumption flexibility leads to a diminishing need for an ESS. However, a larger ESS seems to have better performance in cutting grid tariff cost than the load shifting actions done by the EV users.