Small-Scale Grid Connected PV Plants in Norway: Levelized Cost of Electricity and Operating Conditions

This master thesis explores how small-scale, grid connected PV power plants in Norway should be dimensioned and run in order to maximise profit for its owner. The main issues addressed are calculating the levelized cost of electricity (LCOE), analysing the factors influencing this cost, investigating the conditions on which a homeowner is allowed to produce and deliver electricity to the grid and exploring the possible consequences of growth in decentralized energy productions with regards to network load and stability issues. Given the current prices in the Norwegian PV market, grid connected small-scale PV plants can achieve a LCOE of 1.81-2.44 NOK/kWh depending on where in the country they are. Places with favourable conditions in the southern and eastern parts of Norway will be in the lower part of the cost range, while the upper part of the range applies to the western and northern parts of the country. Component prices in the Norwegian market are influenced by the development in the international market. However, it is expected that mechanisms related to the market volume also will have an important impact on future prices. There is an unutilized potential for prize reduction when it comes to buying in larger quantities, developing prefabricated solutions and reducing the need to educate the personnel who install the equipment. Given a moderate increase in the Norwegian market volume, the prices in Norway can over the next three years approach the prices they have in Germany today. Corrected for Norwegian insolation, this equates to a LCOE of less than 1.5 NOK/kWh for small scale PV in the southern and eastern parts of the country. Due to poorer insolation conditions, a cost of 1.5-2 NOK/kWh is expected in the western and northern parts of Norway. The Norwegian Water Resources and Energy Directorate (NVE) have granted certain consumers of electricity, who also produce electricity, an exception from the rules and regulations that govern all electricity production in Norway. The arrangement is called “Plusskundeordningen” and applies to consumers who only temporarily have a surplus of electricity due to their own production. It makes it possible for a homeowner to export surplus PV power to the grid. The easiest way to deal with PV production as a homeowner with a PV-plant on the roof is within the boundaries of this arrangement. This implies that the PV power is primarily for self-consumption, reducing the need to deliver power from the grid to the house. To be competitive in this perspective, the LCOE must reach a level of 0.9-1 NOK/kWh. It can then compete with the prize of electricity delivered from the grid to the house including all fees and taxes. It is investigated how different financial incentives can influence the LCOE for small-scale PV. Green certificates are technology neutral incentives for renewable power production. They are considered to have little or no effect on small-scale PV, as the produced amount of energy needed to be rewarded with certificates is too high. The fees that must be paid in order to apply for certificates increases the LCOE for plants smaller than 8-11 kWp. It is considered uncertain if the 40% investment funding suggested by the Norwegian Solar Energy Association (Solenergiforeningen) is sufficient. To achieve a LCOE of 0.9-1 NOK/kWh given the current prices, an investment funding of between 50 and 60% is needed. The costs for achieving 1000 PV plants of 7 kWp per year, with 55% investment funding, will be approximately 81 million NOK. These costs are compared to the costs of government subsidies to electric cars with respect to reduction of CO2 emissions. In this comparison, financial support to PV plants proves to be more cost efficient. A small-scale PV plant built within the boundaries of the “plusskunde” arrangement must be constructed with the highest possible self-consumption of power in mind. It is more advantageous not having to buy power from the grid, than it is to sell surplus power. The power consumption in the house should be programmed so that as many things as possible take advantage of the mid-day PV power production. The transition to a grid with advanced measuring systems (AMS) will make this easier and also make a larger degree of cooperation between the system operator and the consumer possible. The integration of large amount of intermediate power locally in the distribution grid can cause problems connected to the large fluctuations in power implied by two-way transport of energy. International experience shows that one alternative to costly reinforcement of the distribution grid, can be to exploit PV plants ability to compensate reactive power through the inverter. Furthermore, measures to reduce the power delivered from the PV plant to the grid by maximising the self-consumption become important. I denne masteroppgaven undersøkes det hvordan småskala, nettilknyttede solcelleanlegg i Norge bør dimensjoneres og drives for å gi eieren størst fortjeneste. Dette innebærer å undersøke kostnaden for strømmen fra solcellene (LCOE), hvilke faktorer som påvirker denne kostnaden, på hva slags vilkår en privatperson får lov til å produsere og eksportere elektrisitet og hvilke konsekvenser integrasjon av uregulerbar kraftproduksjon kan få i distribusjonsnettet. Med det nåværende prisnivået i det norske solcellemarkedet vil det være mulig å oppnå en LCOE på strøm fra nettilknyttede solcelleanlegg montert på bolighus på 1,81-2,44 kr/ kWh avhengig av geografi. Steder med gode solforhold i Sør-Norge og på Østlandet vil ligge i den nedre delen av intervallet, mens den øvre delen av intervallet er gjeldende for Vestlandet og Nord-Norge. Prisene for komponenter til solcelleanlegg i det norske markedet vil påvirkes av den videre utviklingen i det internasjonale markedet, men det antas at mekanismer knyttet til markedets volum vil få vel så mye å si for prisutviklingen. Det ligger et urealisert potensiale for prisfall i større innkjøp, pakkeløsninger og redusert behov for opplæring av personell som skal montere anlegg. Gitt moderat økning i markedsvolum i Norge, anses det som realistisk at kostnadsnivået her om tre år kan tilsvare dagens nivå i Tyskland. Med det norske ressursgrunnlaget gir det en LCOE på under 1,5 kr/kWh for solcelleanlegg til bolighus på Sørlandet, Østlandet eller i Trøndelag. For Vestlandet og Nord-Norge, som har dårligere klimatiske forutsetninger, kan en kostnad på 1,5-2 kr/kWh forventes. Plusskundeordningen til NVE omfatter sluttbrukere av strøm som tidvis har overskudd av elektrisitet fordi de produserer strøm selv. Ordningen gir plusskundene dispensasjon fra en rekke bestemmelser som alle andre kraftprodusenter omfattes av og åpner for at overskuddsproduksjonen kan leveres ut på strømnettet. Den enkleste veien for realisering av et privat solcelleanlegg knyttet til boligen, synes å være innenfor rammene lagt av plusskundeordningen. Dette impliserer at anlegget primært lager strøm til forbruk i boligen og således er et energiøkonomiseringstiltak for å redusere levert energi fra kraftnettet. For å gjøre strøm fra solceller konkurransedyktig i dette perspektivet, må fremtidig LCOE ned i 0,9-1 kr/kWh. Da konkurrerer kostnaden for strømmen fra solcellene med prisen for elektrisitet levert fra nettet, inkludert nettleie, avgifter og mva. Det undersøkes hvordan eventuelle støtteordninger vil påvirke LCOE fra boligmonterte solcelleanlegg. Elsertifikatordningen er en teknologinøytral incentivordning for fornybar kraftproduksjon. Ordningen vurderes som uegnet for små solcelleanlegg, da energimengden for å utløse sertifikater er for høy. Gebyret som hefter ved søknaden om elsertifikater gjør at anlegget må være større enn 8-11 kWp for at elsertifikatene i det hele tatt skal ha en reduserende effekt på LCOE. Investeringsstøtten på 40 % som er foreslått av Solenergiforeningen synes utilstrekkelig for å utløse noen større mengder prosjekter. For å oppnå en LCOE på 0,9-1 kr/kWh med dagens prisnivå, kreves det en investeringsstøtte på mellom 50 og 60 %. Beløpet som trengs for å gi 55 % investeringsstøtte til 1000 solcelleanlegg årlig anslås til om lag 81 millioner kroner. Disse kostnadene drøftes i lys av kostnadene for en annen statlig subsidieringsordning med miljøambisjoner, nemlig avgiftsfritaket for el-biler. I en sammenlikning som utelukkende tar stilling til besparelser i CO2-utslipp, kommer solcellene best ut. Et privat solcelleanlegg realisert under plusskundeordningen må utformes og dimensjoneres for størst mulig grad av egenforbruk. For anleggets eier er det mer økonomisk gunstig å slippe innkjøp av strøm fra nettet, enn det er å selge overskuddsstrøm. Forbruket i boligen bør styres slik at mest mulig legges inn når produksjonen fra solcellene er størst midt på dagen. Overgangen til et nett med avanserte målesystemer (AMS) vil legge til rette for større grad av styring og programmering av de ulike lastene i en bolig, og kan dermed gjøre det enklere å optimalisere driften av solcelleanlegget. AMS vil også åpne for et større samspill mellom netteier og sluttbruker med tanke på systemnyttige formål. Dette gjelder om sluttbrukeren også er produsent av solcellestrøm eller ikke. Planløs integrering av større mengder uregulerbar kraft lokalt i distribusjonsnettet kan medføre utfordringer knyttet til de store effektvariasjonene som ligger toveis krafttransport. Internasjonal erfaring viser at et alternativ til kostbar forsterking av nettet blant annet kan være å utnytte solcelleanleggenes evne til å kompensere reaktiv effekt gjennom vekselretteren. Videre har tiltak som reduserer effekt levert fra solcellene til nettet vist seg å bli viktige. Dette omfatter blant annet maksimering av egenforbruket ved lastflytting.M-M