Impact of Shared Battery Energy Storage Systems on Total System Costs and Utilisation of Locally Produced Energy in Commercial Buildings

Abstract

Forbruket av elektrisk kraft og mengden distribuert produksjon av fornybar energi øker. Disse endringene fører til et behov for økt overføringskapasitet i kraftnettet, noe som igjen krever kostbare nettinvesteringer. Med bakgrunn i denne problemstillingen øker interessen for lokale energisamfunn med felles batterilagringssystemer. Med felles batterilagringssystemer kan den totale effekttoppen til energisamfunnet reduseres og dermed avlaste det eksterne distribusjonsnettet. Realiseringen av lokale energisamfunn står imidlertid overfor en rekke regulatoriske barrierer.

Denne oppgaven undersøker hvorvidt felles batterilagringssystemer for kommersielle bygninger kan bidra til å redusere effekttopper og totale kostnader, samt øke forbruket av lokalt produsert energi. En stokastisk to-stegs modell kombinert med en receding horizon optimeringsmetode har blitt utviklet for å optimalisere driften av batteriet. Modellen har blitt brukt i en case-studie som tar for seg seks ulike konfigurasjoner for plassering av et felles batteri innen et lokalt energisamfunn i Norge. Studien baserer seg på bruk av månedlige effekttariffer og inkluderer konfigurasjoner med både felles og individuell måling av byggene. Modellen ble testet for både januar, mars og juni.

Ettersom det er den eneste konfigurasjonen med direkte insentiver for reduksjon av totale effekttopper, gir felles batterilagringssystemer med felles måling for alle bygg klart best resultater. Den totale effekttoppen ble redusert med 7-11% og de totale kostnadene ble redusert med 10-20%, avhengig av sesong. Felles batterilagringssystemer i et lokalt energimarked hvor deltakerne måles individuelt, viser også svært lovende resultater. Den totale effekttoppen ble redusert med 2-8%, og de totale kostnadene med 6-17%. Forbruket av lokalt produsert energi ble i juni økt med ytterligere 45-46% for alle konfigurasjoner som inkluderte et delt batterilagringssystem.

Hovedresultatene viser at felles batterilagringssystemer kan bidra betydelig til kostnadsreduksjoner, reduksjon av effekttopper og økt forbruk av lokalt produsert energi. Til tross for at mulighetene for felles batterilagringssystemer med felles måling begrenses av nåværende reguleringer, viser det seg at tilsvarende systemer med individuell måling er et godt alternativ. Dermed konkluderes det med at tilpasning av nåværende reguleringer til lokale energisamfunn med felles batterilagringssystemer bør tas opp til vurdering.

The demand for electrical power and the share of distributed renewable energy production is increasing. These changes are straining the grid by causing a demand for higher grid capacities, which in turn requires costly grid investments. As a response to this issue, the interest in local energy communities with shared battery energy storage systems is increasing. With shared storage, the community power peak can be reduced, relieving the stress on the external grid. However, the realisation of local energy communities is facing a variety of regulatory barriers.

This thesis seeks to investigate the benefit of shared battery energy storage systems for community peak shaving, cost reduction and self-consumption of locally produced energy for commercial buildings. The optimal scheduling of the battery is solved with a two-stage stochastic linear programme implemented with a receding horizon optimisation approach that considers monthly measured peak tariffs. The optimisation model is applied to a Norwegian case study with six different configurations for battery allocation within a local energy community. The case study includes configurations with both joint and individual metering. The model is tested for three different months; January, March and June.

As it is the only configuration with direct incentives for community peak reduction, the shared battery energy storage system with joint metering outperforms all other configurations. The community power peak was reduced by 7-11% and the total system costs by 10-20%, depending on the season. Shared storage within a local energy market where the participants are metered individually is revealed to perform almost equally well. The community power peak was reduced by 2-8%, and total costs were reduced by 6-17%. The self-consumption was increased by an additional 45-46% in June for all configurations that included a shared battery energy storage system.

The main results show that there is a significant community benefit for shared battery energy storage systems considering peak shaving, self-consumption and monetary savings. Although shared storage with joint metering faces regulatory limitations, shared storage within local energy communities with individual metering proves to be a good alternative. It is therefore concluded that adaptation of current regulations to local energy communities with shared battery energy storage systems should be considered.