Denne artikel er fra før Green Power Denmark blev dannet og er udgivet af enten Dansk Energi, Dansk Solkraft eller Wind Denmark.
Elnetselskaber risikerer merudgifter på grund af batterier
Stadig flere solcelleejere investerer i batterier for at få forbrug og produktion til at passe bedre sammen hen over et døgn. Flere batterianlæg kan påføre elnetselskaberne udgifter – omvendt kan smart styring af batterierne give fordele for både husejere og elnetselskaber.
Hybridanlæg med solceller og batteri til private hjem er efterhånden en standardvare, der kan købes i en webshop og er til at betale for mange husejere. Priserne for hybridanlæggene falder og falder, så de danske elnetselskaber skal til at forberede sig på en ny bølge af decentrale anlæg på deres 0,4 kV-net.
– Mange små batterier kan blive en gevinst for elnettet, men hvis de ikke spiller sammen med elnettet, kan der blive behov for netforstærkninger, siger civilingeniør, ph.d. Philip Douglass fra Dansk Energi.
Tusindvis af batterier på elnettet vil være noget nyt, så emnet nyder stor international bevågenhed. I starten af juni skal Philip Douglass være med til at kaste lys over muligheder og udfordringer, når han i Madrid på den 25. internationale konference om el-distribution, CIRED 2019, fremlægger et ’paper’ skrevet i forbindelse med EUDP-projektet ’PV + Storage: Operation and Economics in distribution systems’.
Styring via tariffer
Når husejere køber batterier, så er det typisk for at optimere solcelleanlæggenes økonomi ved at øge andelen af solenergi, der går til eget forbrug. En anden gevinst kan være, at husejerne kan sælge ydelser til elnettet. Og her gælder det, at selvom batterierne typisk bliver købt i forbindelse med et solcelleanlæg, så kan deres påvirkning af nettet være adskilt fra solcellerne. Batterierne kan nemlig både op- og aflade til elnettet uafhængigt af solcellerne.
For elnetselskaberne vil batterierne ændre flowet i elnettet, og det vil påvirke teknisk udstyr som kabler og transformerstationer - og økonomi, især hvis der bliver behov for stærkere kabler og transformerstationer.
Styring af solcelle/batteri-anlæg i forhold til spotmarked, vejrudsigter og andre parametre vil være op til ejerne i samarbejde med professionelle handlere, men elnetselskaberne kan påvirke flowet via økonomiske incitamenter (læs: tariffer) til de nye aktører. Derfor har Philip Douglass og hans kolleger analyseret fordele og ulemper ved flade forbrugsbaserede tariffer (øre/kWh) og et alternativ baseret på effekttræk (øre/kW).
– Med data fra Evonet har vi analyseret 300 kunder med vedvarende energi og simuleret, at de har batterier sammen med deres solcelleanlæg, og at batterierne styres af en aggregator. Beregningerne viser, at de flade kWh-tariffer opfordrer anlæggene til uhensigtsmæssig adfærd, siger Philip Douglass.
Med flade forbrugsbaserede tariffer vil batterianlæg op- og aflade uden hensyn til husstandens belastning af elnettet. Det er den belastning, som driver netselskabernes faktiske omkostninger. Batterier reagerer helt anderledes, hvis de i stedet får et prissignal, der afspejler deres effekttræk, fortæller Philip Douglass.
I runde tal vil mange batterier med klassiske flade forbrugstariffer risikere at fordoble deres belastning af nettet i forhold til i dag, mens effekttariffer kan motivere en halvering af belastningen.
Fokus på ekstreme situationer
På en gennemsnitsdag har elnetselskaberne næppe foreløbig grund til bekymringer, men når batterierne kommer, skal elnettet også stå distancen i ekstreme situationer, hvis det skal fastholde en leveringssikkerhed på over 99,99 procent.
Et eksempel
Solen skinner fra morgenstunden, og det blæser kun lidt. Det er småkoldt, og elprisen på spotmarkedet er høj. Solcelle/batteri-anlæggene leverer mest mulig strøm til elnettet, så der er ingen el i batterierne. Sidst på eftermiddagen bliver himlen fyldt med sorte skyer, og det blæser op. Vindmøller overalt i regionen producerer for fuld hammer, og elprisen styrtdykker. Samtidig kommer familien Danmark hjem fra skole og job… og sætter gang i kogeplader, ovne, computere og andet elektrisk udstyr. Fristet af den lave elpris går batterierne i gang med at lade op fra nettet samtidig med ’kogespidsen’, så det maksimale elforbrug på mange distributionsnet bliver ekstra stort. Både 0,4-kV-kabler og 10/0,4 kV-transformerstationer bliver udfordret.
– Batterier er interessante som leverandører af fleksibilitet til elnettet, men det er et spørgsmål om, hvordan man disponerer dem. Opgaven er at sørge for, at batterierne både bliver en fordel for ejerne og for netselskaberne. Det nytter ikke noget at sende en regning fra dem, der har batterier, til dem, der ikke har, siger Philip Douglass.
International inspiration
Udover at resultaterne fra projektet bliver præsenteret på CIRED 2019, kan de virke som inspiration til arbejdet med at udvikle en Tarifmodel 3.0 i Danmark. Set snævert i forhold til kunder med batterier vil effektbaserede tariffer være at foretrække, men der kan, påpeger Philip Douglass, også være mange andre hensyn at tage og andre løsningsmuligheder (herunder tidsdifferentierede tariffer) at inddrage.
Hybridanlæg vil vinde frem overalt på kloden i de kommende år, og Philip Douglass glæder sig til at drøfte udfordringer og løsninger med kolleger fra hele verden på CIRED 2019, der forventes at tiltrække op mod 2.000 deltagere.
– Markederne er forskellige, tarifferne er forskellige og behovet for netforstærkninger er forskellige fra land til land og fra selskab til selskab. Vi har med vores projekt udviklet konturerne af et redskab, der kan skabe en optimal udrulning af batterier, siger Philip Douglass.
