Strategisk integrering av batterier till den svenska elmarknaden

Omställningen mot fler förnyelsebara energikällor inom det svenska elsystemet innebär en större del variabel elproduktion. Detta ställer krav på en hög flexibilitet såsom att flytta energi i tiden där energilagring har en hög nyttjandegrad eftersom att det kan användas både för producent samt förbrukare. En lovande energilagringsenhet med hög flexibilitet är litium-jon batterier. Mycket tyder på att batterier kommer ha en stor roll för elsystemet kommande år då priset minskat avsevärt och efterfrågan ökat exponentiellt de senaste åren. I takt med en ökande spridning av batterier uppstår ett behov av att utreda hur de kan komma att förändra elmarknaden. Idag används modeller för att prognostisera elpriser för framtiden men med saknad av batterier. Denna studie har gjorts på uppdrag av SWECO vars syfte var att undersöka hur de ska implementera batterier i deras elmarknadsmodell. Det innefattade att undersöka olika användningsområden för batterier och utreda varje enskilt falls operativa strategi i form av effektflöde till och från elnätet. I denna studie har tre fall med hög potentiell marknadsspridning analyserats; • Användning av batterier för energiarbitrage. • Solceller i kombination med batterier för ett hushåll. • Vindkraftverk i stor skala i kombination med batterier. Metodiken i studien bestod av att genom linjär programmering ta fram en optimal strategi för användning av batteriet i varje enskilt fall. Genom att maximera lönsamheten eller minimera kostnaderna för en dag kunde batteriets effektflöde till och från elnätet fås fram. Simuleringen innefattade verklig historisk data samt SWECOs egna prognos för svenska elpriser år 2040. Därefter gjordes en känslighetsanalys för varje enskilt fall där vitala parametrars påverkan på resultaten undersöktes. Slutligen kombinerades de olika fallens resultat och deras samspel analyserades för att förstå den gemensamma påverkan på elmarknaden. Resultaten visar att batterier i genomsnitt kommer att genomgå en fullständig cykel per dag medan det högsta antalet på en dag var två cykler. Särskilda mönster och trender på daglig samt säsongsbetonad skala upptäcktes där det mest anmärkningsvärda var att i framtiden har effektflödet till och från batteriet flyttats i tiden. Vitala parametrar som påverkade batteriets optimala strategi innefattade verkningsgrad, effektkapacitet per timme samt tariffstruktur. Det framgick även att varje enskilt fall påverkar balansen mellan produktion och efterfrågan av el olika men att den gemensamma effekten innebär att toppar och dalar av elpriser kommer att jämnas ut. Vidare upptäcktes en svag korrelationen mellan effektflödena för de tre olika fallen i nutid men att den kommer att bli större i framtiden i takt med att en större del av elen produceras av förnyelsebara energikällor. Sammanfattningsvis drogs slutsatsen att batterier som energilagringssystem har vitala parametrar som måste väljas med försiktighet samt att batterier inte kan integreras som en aggregerad enhet i en prissättningsmodell utan att varje enskilt fall måste hanteras separat. För framtida studier inom området rekommenderas att utveckla optimeringsmetoden till att inkludera probabilistisk prognostisering samt att undersöka fler fall än de tre som hanterats i denna studie. Vidare skulle det vara intressant att undersöka batteriers optimala strategier på andra marknader än dagen före-marknaden. I fallet med solceller i kombination med batterier skulle modellen kunna utvecklas till att inkludera en funktion för att minska på säkringsavgiften för fastigheten genom att minska på den maximalt använda toppeffekten. Battery storage is most certainly going to play a key role in a future Swedish power mix with high shares of renewable sources. To incorporate this new form of storage into comprehensive power market models it is vital to understand their operating strategy in different use cases today and in the future. Three of the most promising cases were investigated: energy arbitrage, wind battery, and residential PV-BESS. The optimal operating strategies were determined using linear programming, real-world data for the past and SWECO’s projections for the year 2040. The results were interpreted for each case separately before they were finally consolidated to evaluate their interplay. It was found that batteries are used to perform on average one full cycle per day and never more than two cycles per day. Characteristic patterns were found for each case on both a daily and seasonal resolution. By 2040 charging is going to be shifted from early morning to midday and discharging from midday to evening. The three cases were found not to exhibit common operating patterns as of today, but to develop more similar patterns in the future scenario. It was hence concluded that it will not be possible to include battery storage systems on a highly aggregated level in power market models. Instead, batteries will have to be integrated as separate units with regards to their respective operating sites and applications. For future studies, it is recommended to extend the model to include probabilistic forecasts as well as the ability to offer different services in different markets.