Reserve Market Participation Utilizing MPC for Domestic Use Battery Management Systems

Abstract

Med økende tilbud og etterspørsel etter strøm vil strømnettet bli mer utsatt for overbelastning, ettersom nettkapasiteten har sine begrensinger. Fleksibilitetsmarkeder kan brukes til å redusere topplaster, som vil bidra til å forhindre overbelastninger på strømnettet. Fleksibilitet kan handles lokalt direkte med nettselskapene, eller gjennom reservemarkedet drevet av transmisjonsnettets systemansvarlig (TSO). Denne oppgaven undersøker potensialet for å delta i reservemarkedet med et batteristyringssystem ment for bruk i private hjem, med bruk av kontrollstrategien MPC. Oppgaven fokuserer på den nye europeiske MARI plattformen for mFRR.

Det norske reservemarkedet har til hensikt å holde kraftsystemet i balanse. TSOen kan kjøpe forskjellige typer reserver fra balanseleverende aktører basert på balanseringsbehovet. mFRR er typen reserve som brukes til å opprettholde nettets nominelle frekvens på 50Hz. I 2026 planlegger Norge å ta del i det europeiske mFRR markedet gjennom MARI plattformen, noe som introduserer et større marked og nye budstrukturer.

Systemet det er simulert for består av et batteri med energikapasitet på 40kWh og effektkapasitet på 15kW. Batteristyringssystemet deltar i day-ahead markedet og mFRR markedet med en aktivering for opp- og nedregulering. Kostfunskjonen brukt i MPC implementeringen kombinerer maksimering av inntekt fra markedsdeltakelse med optimal batteridrift. Open loop MPC simuleringene kjøres for tre tilfeller basert på retningen til styringssystemets baseline. Baseline metodikker blir brukt for at BSPer skal få riktig betalt for deres markedsdeltakelse. For dette systemet blir en deklarativ metodikk brukt.

mFRR markedet og dets overgang til det europeiske markedet har noen usikkerheter angående deltakelse for mindre BSPer. Med dagens krav, er aggregering av flere mindre BSPer nødvendig for å kunne delta. Dette kan påvirke hver enkelt BSPs mulighet til å implementere sin egen budstrategi.

Resultatene fra simuleringene viser priskurver som illustrerer hvor mye kraft systemet er villig til å delta med for forskjellige mFRR priser. I sammenheng med MARI kan priskurvene brukes som en «complex exclusive» budgruppe. Resultatene viser også hvordan nettleie har stor innvirkning på konstruksjonen av bud for et system som kun tar del i kraftmarkedene.

Økonomisk gevinst oppnås gjennom deltakelse i mFRR-markedet når budene fra priskurvene har høyere volum enn null. For videre arbeid anbefales det å undersøke integreringen av forbruk og egenproduksjon i systemet, forholdet mellom BSPer og aggregator og innflytelsen flere aktiveringer vil ha på systemet.

With the increasing electricity supply and demand, the power grid will become more vulnerable to congestion, which occurs when the supply/demand exceeds the grid’s capacity. Flexibility markets can be used to reduce peak loads, which helps prevent congestion. Flexibility can be traded in local markets with the grid companies or through the reserve market, run by the transmission system operator.

This thesis aims to investigate the potential for participating in the reserve power market with a battery management system designed for domestic use, utilizing the MPC control strategy. It will focus on the new European MARI platform for mFRR.

The Norwegian reserve power market aims to keep the power system in balance. Depending on the balancing need, the TSO buys different reserves from balancing service providers. mFRR is the reserve type used to maintain a frequency of 50Hz in the grid. In 2026, Norway plans to participate in the European mFRR market through the MARI platform, introducing a larger market with new bidding structures.

The simulations is run for a battery with an energy capacity of 40kWh and a power capacity of 15kW. It participates in the day-ahead and mFRR markets with one activation for up- and down-regulation. The cost function used in the MPC combines maximum revenue accumulation with terms for healthy battery operation. The open loop MPC is run for three cases based on the direction of the baseline. A baseline methodology is vital for the BSPs to receive the correct payments regarding their market participation. For this system, a declarative methodology is used.

The mFRR market and its transition to the European market have some uncertainties regarding participation for smaller BSPs. To participate, aggregation is needed, which might affect each BSP’s possibility of implementing its own bidding strategy.

The simulation’s resulting price curves showcase how much reserve the BMS is willing to participate with for different mFRR prices and can be used to construct bids. In the context of MARI, the curves can be used as a complex exclusive bid group. The results also demonstrate the influence of grid tariffs when constructing bids for a system that solely participates in the markets.

While economic gain is found through mFRR market participation when bids from the price curves have higher volumes than zero, recommendations are made to investigate further the integration of consumption and production to the BMS, the relationship between BSPs and aggregator, and the influence of multiple activations.