Battery for Capacity Expansion: A Techno-Economic Case Study in Trøndelag

Abstract

Elektrifisering og ny, fornybar, kraftproduksjon er viktige tiltak for å imøtekomme befolkningsvekst og redusere klimagassutslipp. Dette medfører imidlertid utfordringer for kraftnettet, på grunn av økte effekttopper på både forbruks- og produksjonssiden. Batterisystemer (BESS på engelsk) kan benyttes for å håndtere dette, ved å sikre stabil nettdrift og bidra til reduksjon i effekttopper hos forbrukere.

Denne case-studien baserer seg på en sluttbruker på Fosen (Trøndelag), som ønsker å øke strømforbruket sitt for å øke en næringsaktivitet. Men på grunn av kapasitetsutfordringer i overliggende kraftnett må strømkunder på Fosen i utgangspunktet begrense effektøkninger fram til at strømnettet er oppgradert. Denne masteroppgaven ønsker derfor å undersøke om det er mulig å benytte batterier som en løsning, slik at energiforbruket kan økes. Det vurderes om en slik løsning kan være teknisk gjennomførbar og mulig innenfor visse, økonomiske, rammer.

Energilagringssystemet baserer seg på Li-ion-batterier, som har vist seg å være en allsidig batteriteknologi som kan benyttes for de fleste formål. Selv om investeringskostnadene for slike batterier er relativt høye, så har prisene sunket vesentlig det siste tiåret, noe som har gjort flere batteri-prosjekter lønnsomme. Teknisk data og begrensninger for et Li-ion-batteri basert på LMO-NMC er utgangspunktet for denne oppgaven. Dette inkluderer også degradering (batteriets aldring).

Programmeringsspråket Julia er tatt i bruk for å løse optimeringsmodeller for både dimensjonering og drift av et batterisystem. Modellen for dimensjonering inkluderer også et enkelt oppsett av distribusjonsnettet, som sluttbrukeren er koblet til, med relevante restriksjoner på blant annet tilgjengelig effekt, samt drifts- og investeringskostnader. Enhetskostnadene som er tatt i bruk for batteridimensjoneringen er 2 500 NOK/kWh og 3 200 NOK/kW. Den første optimeringen resulterte i en batterikapasitet på 12 500 kWh og en installert effekt på 1330 (oppjustert til 1500) kW. Dette benyttes videre i driftsmodellen, med mål om å simulere optimal drift av batterisystemet for fire år, med lavest mulige driftskostnader. Her er også degradering av batteriet tatt hensyn til, og det viser seg at batterisystemets kapasitet reduseres med omtrent 20 % etter fire år.

Det er variasjoner i elektrisitetspriser (spotpriser) som gir de mest betydelige resultatene. Basert på spotprisene for NO5 fra 2022, som var høye og svært varierende, er netto nåverdi for driftskostnader 2.41 % lavere når batterisystemet benyttes, i forhold til et hypotetisk scenario hvor sluttbrukeren kun får kraft fra strømnettet. Men for tilfellet med lave og lite varierende spotpriser (NO3, 2020), vises det at kostnadene er 3.64 % høyere. Med andre ord så er de potensielle kostnadsbesparelsene med et batterisystem relativt små eller negative for casen i denne studien. Følgelig er de økonomiske fordelene ved et slikt system mest avhengig av investeringskostnadene, som er antatt å være omtrent 54 millioner NOK, og de potensielle inntektene som kan forventes ved et økt energiforbruk. Lastprofilen til sluttbrukeren, som er preget av et jevnt strømforbruk med få muligheter for effektreduksjoner, pekes på som en viktig årsak til at besparelsene ikke er større.

Det konkluderes med at et batterisystem antakeligvis ikke er en økonomisk gunstig løsning for den aktuelle casen.

To cope with climate change and population growth, electrification and new renewable energy generation are suggested as important measures. However, this causes challenges for the power grids as the peaks of power production and demand become higher. A solution to this can be the use of battery energy storage systems (BESSs), which can support the power grid with stability services and the end users with demand side management.

For the case of this study, an end user in Fosen (Trøndelag, Norway) wants to increase its power consumption. But, as there are capacity limitations in the power grid, the grid customer is not allowed to increase its consumption of grid power before grid reinforcements are in place. Therefore, this thesis aims to investigate how a BESS can be a solution, making it possible to cover an increased demand, and if it can prove to be technically and economically feasible.

Li-ion batteries are the basis for the energy storage system in the case. It represents a versatile type of battery, that can be used for many purposes, and are known to have long life spans and high efficiencies. Although the investment cost of a Li-ion battery is high, the prices of the battery packs have reduced considerably the last decade, making it a feasible solution for several other projects. The technical principles and limitations of a Li-ion battery, based on the LMO-NMC chemistry, are included in the models of this thesis. This also comprises degradation.

Optimization models for sizing and operation of the BESS have been made and solved using the Julia programming language with JuMP and Ipopt. The optimization problem for sizing includes a simple model of the power grid, with relevant constraints such as available power, operating costs and BESS investment costs. The unit costs of 2 500 NOK/kWh and 3 200 NOK/kW are the basis for the this. The optimal sizing parameters are found to be 12 500 kWh and 1330 (1500) kW. Further, these are taken as inputs for the operation model, which aims to simulate optimal operation for a period of four years, by minimizing operating costs. Degradation is also taken into account, with the results showing an aging of around 20 % after four years.

The most significant results for BESS operation are found for variations in electricity spot prices. For highly varying prices, such as for the elspot of NO5 in 2022, the net present costs of operation are found to be 2.41 % lower than a hypothetical scenario with only grid power. But for low prices with little variations (NO3 elspot, 2020) the costs are found to be 3.64 % higher. In other words, the potential costs savings from a BESS, for the case of this thesis, are quite low or none. Therefore, the feasibility of the investigated solution is mostly dependent on the investment cost, assumed to be above 54 MNOK, and the estimated revenue from increasing the power consumption. The load profile of the end user, representing few opportunities for reduction in peak power, is pointed out as a main factor of why the BESS is not generating more savings.

It is concluded that a BESS is probably not an economically feasible solution for the case of this thesis.