Optimizing the Use of Battery Energy Storage Systems to Postpone Traditional Network Reinforcements in the Power Grid: A Real Options Analysis

Abstract

Som et tiltak for å begrense global oppvarming, står overgangen fra fossile til fornybare energikilder sentralt. Dette vil medføre store endringer i kraftsektoren, hvor overgangen vil påvirke både produksjonen av strøm og forbruksmønstrene. Derfor er det nødvendig med innovasjon i hele kraftsektoren, deriblant strømnettet. Behovet for fleksible løsninger som muliggjør kortvarig energilagring fremstår som en banebrytende teknologi for å forbedre nettstyringen og effektivt imøtekomme topplastprofilene. Batterienergilagringssystemer, som er et eksempel på en slik teknologi, kan være med på å styrke utviklingen av et kraftsystem og strømnett som et lavutslippssamfunn krever.

Denne oppgaven undersøker de økonomiske fordelene nettselskaper i det norske strømnettet kan oppnå ved å implementere batterienergilagringssystemer. Disse systemene vil kunne virke som et kostnadseffektivt alternativ mot de tradisjonelle kapitalintensive nettforsterkningene. Ved å ta i bruk batterienergilagringssystemer kan nettselskapene håndtere topplast og opprettholde stabilitet i nettet, noe som eliminerer behovet for umiddelbare, betydelige infrastrukturforbedringer. Oppgaven tar utgangspunkt i data fra et pilotprosjekt i Lierne i Trøndelag.

Hovedfokuset i denne avhandlingen tar for seg implementasjonen av en realopsjonsanalyse som undersøker de økonomiske insentivene ved å ta i bruk batterienergilagringssystemsteknologi for å utsette tradisjonelle nettinvesteringer i inviduelle prosjekter. Målet med oppgaven er å vise hvordan nettselskaper kan, gjennom å implementere batterienergilagringssystemer i individuelle prosjekter, finne det optimale tidspunktet for å utsette de tradisjonelle nettforsterkningene, og vurdere den økonomiske verdien denne muligheten gir nettselskapene. I tillegg, sammenligner oppgaven vår disse økonomiske insentivene fra realopsjonsanalysen mot det regulatoriske rammeverket innført av Norges vassdrags- og energidirektorats reguleringsmyndighet for energi (NVE-RME). Målet med sammenligningen er å undersøke hvordan implementeringen av batterienergilagringssystemsteknologi utspiller seg forskjellig i realopsjonsanalysen og i det regulatoriske rammeverket fastsatt av inntektsrammemodellen.

Resultatene fra realopsjonsanalysen indikerer at batterienergilagringssystemer kan fungere som et godt alternativ for å utsette tradisjonelle nettforsterkninger, og disse utsettelsene kan gi økonomiske fordeler for nettselskapene. Det som også er interessant er at resultatene fra inntektsrammemodellen ser ut til å favorisere de tradisjonelle nettforsterkningene over nye løsninger som batterienergilagringssystemer. På så måte kan man kanskje antyde at inntekstrammemodellen ikke fullt ut anerkjenner fordelene ved slike systemer enda.

The shift from fossil fuels to renewable energy sources (RES) is transforming the power sector due to their intermittent nature. This transition affects both power production and consumption patterns, necessitating advancements in grid infrastructure for stability and reliability. Battery Energy Storage Systems (BESS) are emerging as a flexible solution able to provide short-term energy storage that can enhance grid management and meet peak demands efficiently, supporting the development of low-emission power systems and power grids.

This thesis investigates the financial advantages of implementing BESS as a cost-effective alternative to postpone traditional, capital-intensive network reinforcements for Distribution System Operators (DSOs) within the Norwegian power grid. By adopting BESS, DSOs can control peak power loads and improve grid stability, eliminating the immediate need for substantial infrastructure upgrades. The research draws on data from a pilot project in Lierne, Trøndelag in Norway.

The primary focus of this thesis is the implementation of a real options analysis that explores the financial benefits of postponing traditional network reinforcements by using BESS. The aim is to illustrate how DSOs can deploy BESS, specifically BESS-as-a-Service, in individual projects to determine the optimal timing for such delays and evaluate the economic value of these decisions. Additionally, the analysis compares these financial incentives to the regulations set by the Norwegian Energy Regulatory Authority (NVE-RME) through the revenue cap model. The overall objective of this thesis is to evaluate whether the cost-saving benefits of postponing network reinforcements for individual projects are consistent or conflicting with the regulatory framework established by the revenue cap model.

The findings from the real options analysis indicate that BESS can provide a viable option for postponing network reinforcements, thus offering economic benefits by delaying large capital expenditures by optimizing the use of the existing grid infrastructure. Interestingly, the findings from the analysis of the revenue cap model suggest that the current regulatory framework favors traditional network reinforcements and may not fully acknowledge the benefits of BESS.