Optimalisering av nettilknytning med storskala batteri og salg av kapasitet til frekvensmarkedet

Abstract

Denne oppgaven tar for seg et eksisterende solanlegg i Nederland, som eies og driftes av oppdragsgiver Energeia. Oppgavens formål er å se på hvordan storskala batterier kan benyttes for å optimalisere nettilknytningen, og hvordan en kan bruke batteri til salg av kapasitet i frekvensmarkedet og lønnsomheten ved salget. Det er også gjort analyser og simuleringer som er med på å gi et godt bilde på hvordan anlegget presterer, sammenlignet med modellerte anlegg simulert i PVsyst. Gruppen har valgt å løse oppgaven hovedsaklig kvantitativt, med innslag av litteratur metode.

Aller først gjøres det analyse av solanlegget ved hjelp av data fra anleggets kontrollrom og PVsyst. Fra analysen ser man en årlig energiproduksjon på 11,46 GWh og en ytelsesfaktor på 85,22 %. Fra simuleringer i PVsyst ble det også tydelig at et lignende anlegg plassert i Gjøvik vil prestere noe svakere, allikevel kan sees på som en egnet lokasjon med smale 140 MWh nedgang i årlig energiproduksjon og ytelsesfaktor på 84%. Seval skog solkraftverk ble også undersøkt, hvor resultatene tilsier at et storskala anlegg vil kunne dekke opp mot 20 % av det totale elektriske forbruket i Gjøvik. Her kom det også frem hvor stor påvirkning bruk av rotasjonsstruktur og tosidige solpaneler kan ha, med en svært høy ytelsesfaktor på 89,2 %.

Når det ble sett på hvordan et storskala batteri kan bidra med å forbedre og optimalisere den nåværende nettforbindelsen, ble det gjort rede for situasjonen i området der anlegget befinner seg. Fra enkle beregninger ut fra tilgjengelig data blir det tydelig at det finnes hele 5415 timer i løpet av 2021, der hvor en har 9500-10000 kW tilgjengelig med tanke på kapasiteten i nettforbindelsen til solanlegget. Sesongvariasjoner i produksjonen fra anlegget viser seg også å kunne være en viktig faktor for tilgjengeligheten til batteriet. Det kommer frem at bruk av batteri vil påvirke tilstanden på det elektriske strømnettet positivt. Samtidig vil implementering øke solanleggets utnyttelse av den 10 MW store nettforbindelsen og dermed være med på å optimalisere nettilknytningen av solanlegget.

I forbindelse med salg av kapasitet til frekvensmarkedet, ble det i først omgang sett på inntekter ved salg av lagret energi i batteriet. Der en tok kun for seg at batteriet ble oppladet av produksjon fra solanlegget. Det kom tydelig frem at de årlige inntektene ville bli høyere om en deltok i det nederlandske frekvensmarkedet, sammenlignet med det norske frekvensmarkedet. I Nederland ville en fått en årlig inntekt på 128 540 Euro, mens i Norge ville årlige inntekter blitt 58 692 Euro.

Videre ble det beregnet netto nåverdi for batterisystemet, der det ble tatt hensyn til batteriets kapasitet og dens brukstid. Her ble resultatene igjen sammenlignet om anlegget skulle deltatt i det nederlandske eller norske frekvensmarkedet. På bakgrunn av dette kom det frem at det er betydelig mer lønnsom å delta i det Nederlandske frekvensmarkedet, der en fikk tilbakebetalingstid på syv år og etter endt levetid ville prosjektets utbytte være på 8 518 020 Euro med driftstid på 3000 timer. Ved deltagelse i det norske frekvensmarkedet ville en ikke fått tilbakebetalt investeringen innen prosjektets levetid på 15 år.

This task deals with an existing solar power plant in the Netherlands, which is owned and operated by the client Energeia AS. The purpose of the task is to look at how large scale batteries can be used to optimize the grid connection, and participating in the frequency market and furthermore profitability of the sales. Analyzes and simulations have also been made to help give a good idea of how the plant performs, compared to modeled plants simulated in PVsyst. The group has chosen to solve the task mainly quantitatively, with elements of literature method.

First of all, analysis is done by the solar system using data from the plant's control room and PVsyst. The analysis shows an annual energy production of 11.46 GWh and a performance ratio of 85.22 %. From simulations in PVsyst, it also became clear that a similar plant located in Norway will perform somewhat weaker, but that it still can be regarded as a suitable location for such a plant with a narrow 140 $MWh$ decline in annual energy production and performance factor of 84 %. Seval Forest solar power plant were also investigated, where it was found based on the simulations that a large scale solar plant could cover up to 20 % of the total electrical consumption in Gjøvik. Here it also emerged how much influence the use of rotational structure and bifacial solar panels can have, with a very high performance ratio of 89.2 %

When it was looked at how a large scale battery can help improve and optimize the current grid connection, the situation was explained in the area where the plant is located. From simple calculations based on available data, it becomes clear that there are as many as 5415 hours during 2021, where one has 500-1000 kW available with a view to the capacity of the grid connection to the solar system. Seasonal variations in the production from the plant also prove to be an important factor regarding the availability of the battery. Results show that using battery will positively influence the state of the electrical grid. Furthermore that implementation will increase the grid utilization of the solar plant.

In connection with the sale of capacity to the frequency market, revenue was initially seen when selling energy stored in the battery. Where the battery was assumed recharged by production from the solar system. It was clear that the annual revenues would be higher in the Dutch market, compared to the Norwegian market. In the Netherlands one would receive an annual income of 128 540 Euro, while in Norway the annual revenues would be 58 692 Euro.

Furthermore, the net present value was calculated for the battery system, which took into account the battery capacity and its operating time. Here the results were again compared whether the plant should participate in the Dutch or Norwegian frequency market. Against this background, it was stated that it was significantly more profitable to participate in the Dutch frequency market, where one got a payback period of seven years and after the lifetime ended, the project's dividend would be 8,518 020 euros with operating time of 3000 hours. By participating in the Norwegian frequency market, the investment was not profitable within the project's lifetime.