Unlocking the Potential of Value Stacking in Norwegian Distributions Systems

Abstract

Prisen på energilagring har hatt en enorm nedgang de siste årene. Dette har medført at løsninger som innebærer slik lagring nå kan være levedyktige for nettoperatører. Disse tjenestene fører ofte til at lagrene står inaktive i lengre perioder. For å utnytte hele potensialet til energilagring, er "service stacking" et lovende alternativ. Dette går ut på å kombinere to eller flere tjenester på samme lager. Denne masteroppgaven utforsker gjennomførbarheten og lønnsomheten ved å bruke energilagring for "service stacking i det norske distribusjonsnettet. Oppgaven undersøker flere scnearier, deriblant planlegginging av disse tjenestene og stabling av de, med hovedmål i å effektivt integrere energilagring i energilandskapet. Etter å ha undersøkt det norske kraftmarkedet, de nyeste batteriteknologiene og gjennomgått litteratur som utforsker lignende mål, ble spenningsregulering og energiarbitrasje som fokus for oppgaven. Hovedgrunnene er at denne kombinasjonen ikke hadde blitt testet i litteraturen og at fremtidige kraftnett kan få større problemer med spenningsproblemer på grunn av økt elektrifisering av samfunnet vårt. Det kan også være at fremtidig strømnett vil være mer volatilt enn det dagens er, som gjør arbitrasje mer lønnsomt.

Algoritmer ble utviklet for å simulere de ulike tjenestene. Tre metoder for energiarbitrasje ble brukt: lineær optimalisering med faktiske verdier som ble brukt som referansepunkt, optimalisering med prognoseverdier, og en heuristisk metode. Disse ble sammenlignet for å fremheve deres respektive fordeler og ulemper. En spenningsregulator ble også utviklet ved bruk av en proporsjonalforsterker som leverer den nødvendige reaktive effekten for å opprettholde spenningsnivået innenfor akseptable grenser. Disse ble deretter implementert i en modell av et distribusjonsnett for å vurdere deres ytelse individuelt og når de var kombinert. Nettmodellen ga også innsikt i hvordan batteridriften påvirket stabiliteten til nettet.

Avslutningsvis, ble det gjennomført en undersøkelse av ytelsen til de foreslåtte metodene ved bruk av reelle data for last, PV og spotpriser. Ved kun å utføre energiarbitrasje, hadde optimaliseringsskriptet med faktiske verdier høyest inntekt, med prognose- og heuristiske metoder ikke langt bak. Når arbitrage ble kombinert med spenningsregulering, hadde optimaliseringsmetoden med prognoseverdier best ytelse. Begge metodene økte inntekten ved å levere spenningsstøtte, noe som viser potensialet tjenestestabling har for å forbedre lønnsomheten til BESS. Det var faktisk nok til at en av metodene resulterte i lønnsom investering. Et mer regulert marked for spenningslevering kan forbedre evnen til å kvantifisere fortjeneste, noe som kan føre til mer nøyaktige økonomiske vurderinger.

With the price of energy storage rapidly declining, using them to help maintain grid stability is becoming a viable solution for grid operators. However, most of these services involve idle storage facilities for substantial periods. To leverage the full potential of energy storage, service stacking is a promising option. This thesis explores the feasibility and profitability of employing Battery Energy Storage Systems (BESS) for value stacking in the Norwegian distribution grid. The study investigates multiple scenarios, including service scheduling, load mitigation, and the provision of ancillary services, aiming to integrate BESS into the energy landscape effectively. After examining the Norwegian power market, the state-of-the-art battery technologies, and reviewing literature exploring similar objectives, voltage regulation, and energy arbitrage were chosen as the grid services this thesis would focus on. The main reasons are that this combination had not been fully tested in any of the identified literature and future power grids might struggle more with voltage issues with the increased electrification of our society. It may also be that the future power markets are more volatile than the current, which can increase profitability.

Algorithms were created to simulate the stacking of the selected services. Three methods were developed for energy arbitrage; one using liner optimization, which served as a reference point when comparing lost or earned revenue, one using the same optimization script with a model predictive control, and a method using a rule-based approach. These methods were compared to highlight their respective advantages and disadvantages. A voltage controller was also developed using a simple proportional gain regulator outputting the required reactive power to maintain voltage level within acceptable limits. These were implemented into a model of a distribution grid to assess their performance individually and when stacked together. The grid model also provided useful insights into how the battery operation affected the overall stability of the grid.

The final step was to investigate the performance of the proposed methods usingreal-life data for load, PV, and spot prices. All the methods succeeded in making a profit from arbitrage. When combining services the optimization method using forecasted values had the best performance. Both methods increased their revenue by providing voltage support, displaying the potential service stacking has. It was even enough to make one of the cases profitable. Furthermore, based on the simulation cases a more regulated voltage provision market will improve profit quantification, leading to more accurate economic assessments.