Till följd av de klimatmål som Sverige satt upp för att bemöta klimatförändringar förväntas andelen intermittent elproduktion öka, framförallt sol- och vindkraft. För att undvika dyra investeringar och kapacitetsförstärkningar tillföljd av den intermittent elproduktionen är det viktigt att det redan existerande elnätet effektiviseras och utnyttjas på ett smart sätt. En större andel förnyelsebar elproduktion är inte den enda förändringen som påverkar det svenska elsystemet. Antalet elbilar i den svenska personbilsflottan ökar ständigt och som en viktig del för att nå nationella mål är det både troligt och önskvärt att den fortsätter att öka. Elbilarna för även med sig andra potentiella användningsområden än transport. På grund av batteriets lagringskapacitet kan el lagras under laddning men även återinföras på nätet med hjälp av Vehicle-to-Gridteknik. Detta innebär att elbilen kan få sekundära användningsområden som kan bidra till, och vara en del av, framtidens elnät. Syftet med arbetet har varit att studera lokal effekttoppsreduktion med hjälp av elbilens förmåga att återinföra el till fastigheten då behovet är stort. Arbetet ska vidare besvara vilka ekonomiska incitament som kan uppstå på en lokal nivå samt hur potentialen ser ut för elbilen att verka som en aktiv del i ett smart elnät. För att undersöka elbilens förmåga till effekttoppsreduktion har effektbehovet för de 755 lägenheter på området Lilljansberget i Umeå under år 2016 använts. En modell utvecklades i programvaran Excel vars syfte var att simulera hur urladdningen ifrån elbilarna, efter sista ankomsttid på dygnet, under ett års tid påverkar det nya effektbehovet till området. Modellen ska motsvara verkliga förhållanden varvid parametrar som berör effektbehov, elbilar, laddning och urladdning bestämts utifrån verkligheten och applicerats. Reduktionen optimerades sedan med tillägget What’sBest! varvid ett nytt maxbehov till området kunde bestämmas. Optimeringen har skett på månads- och årsbasis samt med urladdningseffekter på 3,6 och 6,6 kW. Vidare har scenarion undersökts som gör gällande att andelen elbilar motsvarar 10, 20 och 30% av områdets bilar. Arbetet visar att körmönstret för bilar korrelerar bra med höga effekttoppar vilket stärks av resultatet som visar att en reduktion är möjlig för de flesta scenarion kring 100 kW, motsvarande ungefär 25% av områdets tidigare maximala effektbehov. Reduktionen visar vidare på potential för lönsamhet då intäkterna, baserade på effekttariffer, överstiger degenereringskostnaderna av batterierna oavsett scenario och tidsspann för optimeringen. Den mest lönsamma effektreduktionen sker på årsbasis med 20% elbilar där en årlig intäkt på ca 37 tSEK, inkluderat degenereringskostnader av batteriet, är möjlig. Intäkten fördelad på delaktiga elbilar är mellan 700 – 1400 kr per år. För att återspegla arbetets resultat i verkligheten bör även ett lokalt installerat batteri finnas för att bättre garantera reduktionen då tillfälliga förändringar gällande tillgängliga elbilar eller effektbehov uppstår. En större effektreduktion har visat sig vara både möjlig men även direkt lönsamt. Däremot anses intäkterna, baserat på kostnader för effekttariffer, vara för låga i förhållande till utgifter och ersättning varvid ekonomiska incitament utifrån effekttariffer anses svårmotiverade. Fortsatt arbete gällande vidare värdering av effektreduktion behövs i syfte att ge svar på vilka ekonomiska ersättningar som kan bli aktuella. Den lokala effektreduktionen som studerats i detta arbete förändrar kraftigt effektbehvet för området men påverkan på elnätet som stort förblir litet. Därför dras slutsatsen att lokal effekttoppsreduktion med elbilar inte är en enskild lösning på framtidens förändrade elsystem men kan däremot vara med och bidra till ett smart elnät. / Due to climate targets setup by Sweden to address climate change, the share of intermittent electricity generation is expected to increase, especially solar and wind power. In order to avoid expensive investments and capacity enhancement, due to uneven electricity production, it is important that the already existing power grid is efficient and utilized in a smart way. A larger proportion of renewable electricity generation is not the only change that affects the Swedish electricity system. The number of battery electric vehicles (BEV) in the Swedish car fleet is constantly increasing and as an important part of achieving national targets it is both likely and desirable that it continues. BEVs also carry other potential uses than transport. Due to the battery’s storage capacity, electricity can be stored during charging but also returned later to the grid using Vehicle-to-Grid technology. This means that the BEV can have secondary applications, which can contribute to and be part of, the future power grid. The purpose of this study has been to study local power reduction with help of battery electric vehicles ability to recharge electricity to the property when power need is high. The work will furthermore answer the financial incentives that may arise at a local level and how the potential is for BEVs to be an active part of a smart grid. To investigate the potential of the BEVs power reduction, the power need for the 755 apartments in the area of Lilljansberget in Umeå for 2016 has been used. A model was then developed in Excel software, the purpose of which was to simulate how the discharges from BEVs, after last arrival time of the day, over a year’s time, affect the new power usage for the area. Since the model in Excel is intended to correspond to actual conditions, parameters related to electric cars, charging and discharging have been determined and applied. The reduction was then optimized with the plug-in program What’s Best! whereby a new maximum usage for the area could be determined. The optimization has been done on a monthly and annual basis and with 3.6 and 6.6 kW discharge effects. Furthermore, scenarios have been investigated claiming that the proportion of BEVs corresponds to 10, 20 and 30% of the area’s car fleet. The work shows that driving pattern for cars correlates well with high power peaks, which is reinforced by the results that show that a reduction is possible for most scenarios around 100 kW, corresponding to approximately 25% of the area’s previous maximum power need. The reduction further indicates potential for profitability, as revenue, based on power tariffs, exceeds the degeneration costs of batteries regardless of the scenario and time span for optimization. The most profitable power reduction occurs on an annual basis with 20% BEVs, with an annual revenue of approximately 37,000 SEK, including degeneration costs of the battery. Revenue distributed on participating BEVs is between 700 - 1400 SEK per year. In order to reflect the results of the work in reality, a locally installed battery should also be in place to better guarantee reduction as temporary changes to available BEVs or power usage arise. A major reduction in power has proven to be both possible but also directly profitable. On the other hand, revenues, based on costs for power tariffs, are considered to be too low in relation to expenses and remuneration, which makes such an investment difficult to motivate. Continued work on further valuation of power reduction is needed to provide answers to financial compensation that may be applicable. The local power reduction studied in this work greatly changes the power demand for the area but the impact on the grid remains largely small. Therefore, it is concluded that local power reduction with battery electric vehicles is not a solution to the future electrical system, but can at local level, contribute to a smart grid.

I detta examensarbete analyseras och utvärderas påverkan av ett system som gör det möjligt att fjärrstyra fjärrvärmeventiler. Principen för systemet är att fastighetens energitillförsel reduceras under kortare stunder, vilket ska åstadkomma vinster för både fjärrvärmeleverantören och fastighetsägaren utan att ha negativ påverkan på inomhuskomforten. Tyngdpunkten i rapporten är att påvisa vilka vinster som kan åstadkommas med en sådan typ av applikation, främst dess påverkan på kundernas fjärrvärmeanvändning och deras effektbehov har studerats. Initiativet till examensarbetet är taget av Tekniska Verken i Linköping AB som under hösten 2009 till våren 2010 har haft ett fjärrstyrningssystem från NODA Intelligent Systems i drift. Systemet har varit installerat på nio större fjärrvärmecentraler i Linköping, sammanlagt cirka 65 000m2 boarea. Systemet har varit i drift veckolånga perioder varvat med opåverkade veckor, detta för att skapa referensdata att jämföra med. All fakta i resultatdelen är hämtade från detta projekt och arbetet med denna rapport har även till en viss del påverkat projektets gång. Utvärderingen visar att systemet ger upphov till en årlig energibesparing på i genomsnitt 5% i de deltagande fastigheterna. Spridningen i resultatet är dock stor, för en av fastigheterna kan ingen energibesparing alls garanteras medan den fastighet som uppvisar bäst resultat uppnår en besparing på drygt 9% av årsanvändningen. Huruvida inomhuskomforten påverkas utav laststyrningen går inte att fastställa av denna utvärdering då antalet mätpunkter för inomhustemperaturen varit begränsat. Möjligheten finns att tillfälligt reducera effektbehovet i fastigheter som fjärrstyrs. En effektreducering på medel 20-30% är möjlig att göra under en tretimmarsperiod. Resultaten från de flesta fastigheterna visar på att reduceringens storlek är som störst den första timmen som fjärrstyrs och avtar under styrningens gång. Efter styrningstillfällen uppkommer det i de flesta fallen ett ökat effektuttag, detta kan uppgå till 13% och risken finns att det ökade behovet kan inverka negativt på fjärrvärmeleverantören. Utvärderingen tyder också på att systemet tillfälligt sänker returledningstemperaturen på primärsidan från de fastigheter som laststyrs, vilket är positivt för fjärrvärmeleverantörer som Tekniska Verken. Om systemet installeras i stor skala i Linköpings fjärrvärmesystem så visar beräkningar att Tekniska Verken skulle göra en mindre vinst. Detta genom att fjärrstyrningen innebär systemövergripande fördelar så som sänkta returledningstemperaturer, minskade produktionskostnader och en möjlighet att tillfälligt reducera effektbehovet hos kund och därmed skulle Tekniska Verken i en viss mån ha möjlighet att styra sin produktion.

I Sverige står hushållen för en stor del av den slutliga elanvändningen och deras konsumtionsmönster bidrar till att skapa höga förbrukningstoppar, särskilt under vintermånaderna när elbehovet är som störst. Om hushållen kunde tänka sig att vara mer flexibla i när de använder el skulle förbrukningstoppar kunna dämpas avsevärt och balansen mellan elproduktion och elanvändning bli lättare att upprätthålla. Idag utnyttjas inte efterfrågeflexibilitet i någon större utsträckning, förutom den från vissa elintensiva industrier. Den flexibla kapacitet enskilda hushåll skulle kunna bidra med är naturligtvis lägre än hos industrier, men sammanslaget skulle hushållskunders flexibilitet kunna ge en substantiell inverkan på elsystemet. Vid låga utetemperaturer finns det en uppskattad potential att genomföra effektjusteringar om cirka 1 400 – 3 100 MW om värmelasten hos drygt hälften av samtliga eluppvärmda hus i Sverige omdisponeras till andra tidpunkter, och ytterligare några hundra MW om drygt hälften av samtliga hushåll i Sverige vore flexibla i när de använder hushållsel. Enligt en studie av Broberg m.fl. (2016) skulle drygt hälften av hushållen i Sverige kunna tänka sig att vara flexibla, beroende på vad flexibel innebär. Hushåll som använder el för uppvärmning kan vara flexibla genom att tillfälligt öka eller minska inomhustemperaturen, eller om de använder el i kombination med något annat uppvärmningssätt – genom att byta energikälla. Justeringen kan även ske automatiskt om uppvärmningssystemet är utrustat med central styrutrustning. Om ett stort antal kunders flexibla laster samlas ihop av en marknadsaktör skulle den totala flexibla lasten kunna säljas som kapacitet på grossistmarknaden för el eller erbjudas som upp- eller nedregleringsbud på reglermarknaden. Studien av Broberg m.fl. (2014) har även analyserat hur stor ekonomisk kompensation hushåll vill ha i utbyte mot att vara flexibla. Sett till den flexibla kapacitet hushållskunders efterfrågeflexibilitet bedöms motsvara, cirka 1 400 – 3 100 MW, är kompensationskraven legitimerade, åtminstone om den flexibla kapaciteten erbjuds på någon marknadsplats för elhandel. Styrtjänster som innebär att elanvändningen automatiskt optimeras efter elpriset kan dock vara dyra idag, vilket innebär att det främst tros vara hushåll med hög elförbrukning som utnyttjar dem och de bör därför subventioneras. En annan form av flexibilitet är att anpassa elanvändningen efter det timvarierande elhandelspriset. Den enda förutsättningen för att konsumenten ska tjäna på en sådan anpassning är att elförbrukningen mäts och debiteras på timbasis, vilket är fallet för de relativt få kunder som har valt att teckna timprisavtal. På grund av att konsumentpriset på el inte varierar särskilt mycket saknas incitament för att kunder ska vilja anpassa sin användning efter priset. Det behövs därför en mer effektiv prissättning som exempelvis förstärker volatiliteten eller gör det dyrare eller billigare att använda el vid vissa tidpunkter. / In Sweden, residential consumers account for a large share of the final electricity consumption. Their consumption patterns pose great impact on the network power peaks, especially during the winter. If residential consumers were more flexible in their consumption, peaks would be alleviated considerably and the balance between electricity supply and demand would more easily be maintained. Today, demand side flexibility is not utilized to any greater extent, except the one from energy intensive industries. De flexible capacity a single household could contribute with is of course less than within industries, but if flexible capacity from a large number of households were bundled up it would provide a considerable impact on the electricity system. At low outdoor temperatures there is an estimated potential to reach power adjustments in the size of 1 400 – 3 100 MW if the heat load in just over half of the electric heated houses in Sweden were displaced, and a few hundred more if residential consumers were flexible in their consumption of domestic electricity. According to a study by Broberg et al (2016) approximately half the population would consider to be flexible in their electricity consumption under the right circumstances. Households that use electricity for heating can be flexible through temporarily adjust the indoor temperature, or – if they heat their homes with electricity in combination with another heat source – by switching heat source. The adjustment can also be automatic if the heating system is equipped with a central control unit. If flexible capacity from a large number of households is bundled up into grid worthy demand response by a market actor, the capacity could be offered as bids on organized electricity markets. The study by Broberg et al (2014) also analysed how much compensation households require in exchange for being flexible. The compensation levels are justified with regard to the flexible capacity that can be gathered form households, 1 400 – 3 100 MW, at least as long as the capacity is sold in an organized electricity market. Services for automatic control of heating systems, where the power output is optimized after the varying electricity price, can be expensive today, which indicates that mainly households with a high electricity consumption utilize them today. Hence, they need to be subsidized. Demand side flexibility can also be to manually change consumption patterns in response to price signals. The only precondition is that the electricity consumption is measured and billed on an hourly basis, which is the case for the relatively few consumers with hourly rate agreements. The volatility of the electricity price is however subdued due to the large share of fixed surcharges, which means there is lack of incentive for consumers to adapt their consumption in response to price variations. Hence, the volatility needs to be amplified through efficient pricing.