Hvordan får solkraft fra Norges hustak inn i kraftsystemet?

Solkraft vil bidra til å styrke kraftbalansen. Solkraft på bygg har et enormt potensiale viser rapporten "Norsk solkraft 2022 – innenlands og eksport". Den er utarbeidet av Multiconsult på oppdrag fra Solenergiklyngen. De fleste bygg er tilknyttet lavspenningsnettet. Et strømnett som ikke er egnet for overføring av større mengder produksjon. For flere lavspenningsnett vil innmating av solkraft kunne utløse behov for ulike tiltak med ulike kostnader. For å finne de mest rasjonelle tiltakene er det viktig å få en pekepinn på kostnadene forbundet med tilrettelegging for solkraft, og hvor de oppstår.

Med utgangspunkt i resultater fra en rapport fra RME (Prosumenters innvirkning på lavspent distribusjonsnett) som identifiserer tilknytningskapasitet for innmating fra plusskunder i antatt typiske norske lavspenningsnett, er det gjort skjønnsmessige vurderinger av omfang av nettforsterkning og avbøtende tiltak som struping av produksjon samt bruk av batterilager for peakshaving. Det er forutsatt at det er ulike typer boliger i nettmodellene og at de vil nytte inntil 80% av sitt takareal til solceller. Det er antatt å tilsvare 9 kWp for normale boligstørrelser og 15 kWp for store.

Det er fem nettmodeller med spesifisert antall kunder i underlaget. En av modellene, Lett industri, har ingen kapasitetsbegrensning og er derfor utelatt i denne analysen. Analysen er utført på hver nettmodell og skalert opp til nasjonalt nivå. Skaleringsfaktoren er nettmodellens antall kunder i forhold til totalt antall nettkunder i Norge.

Tabellen under viser kostnadene på nasjonalt nivå for nettforsterkning i de ulike antatt karakteristiske lavspenningsnettene sammenlignet med kostnader for bruk av batterilager i hver bolig samt verdien av tapt overskuddsproduksjon hvis produksjonen strupes til nettets kapasitet.

Tabellen viser at totale nødvendige investeringer i nettet kan bli på mellom 37 og 87 milliarder kroner dersom alle forbrukere hadde matet inn sin antatt maksimale produksjonskapasitet samtidig. Til sammenlikning er kostnaden ved å installere batterilager i hver bolig anslått til 33 milliarder kroner. Innføring av struping for å slippe nettforstekninger er anslått å medføre et verditap på 26 milliarder kroner (2019-priser).

Grisgrendt 2 er et så svakt nett at det ikke er kapasitet til verken nytt forbruk eller noe innmating av effekt. Det er forutsatt at kun 18% av landets nettkunder er tilknyttet et slikt nett og står bak 50% til 80% av forsterkningskostnadene avhengig av omfanget av forsterkning. Videre er 90% av totalt tapt innmatet overskuddsproduksjon allokert til Grisgrendt 2. Det er både vurdert kostnadene ved å forsterke luftledningene (1) og å legge kabel (2), derav to kostnadstall for dette nettet. Ved å forsterke luftledningene økertilknytningskapasiteten noe, men ikke tilstrekkelig til å transportere all produksjon hvis kundene installerer anlegg på størrelser 9 kWp til 15 kWp.

Tre grunner til flere plusskunder

• Lavere installasjonskostnader
• Høye strømpriser
• Økt tilskudd fra Ennova

Solkraft vil styrke kraftbalansen

Solkraft på bygg har et enormt potensiale viser rapporten "Norsk solkraft 2022 – innenlands og eksport". Den er utarbeidet av Multiconsult på oppdrag fra Solenergiklyngen. De fleste bygg er tilknyttet lavspenningsnettet. Det er ikke er egnet for overføring av større mengder produksjon over lange avstander. For flere lavspenningsnett vil innmating av solkraft kunne utløse behov for ulike tiltak med ulike kostnader. Massiv tilknytning av solkraft i lavspenningsnettet kan utløse behov for tiltak i overliggende nett, spesielt i lavlast perioder.

Utfordringer med dagens plusskunde ordning 

Gitt dagens plusskunde-ordning kan alle sluttbrukere utnytte hele sitt overbelastningsvern for effektflyt begge veier, inntil 100 kW, uten å betale innmatingstariff til nettselskapet slik andre produsenter må. Eldre lavspenningsnett ble ikke utbygd for annet enn forbruk. Forventet økning i egenproduksjon hos kunder i lavspenningsnettet utløser et behov for raskt å identifisere de mest rasjonelle tiltakene for å få så mye solenergi inn i kraftsystemet til lavest mulig kostnad for samfunnet. Et viktig innledende tiltak i en slik prosess er å få en pekepinn på konsekvenser av ulike alternative tiltak.

Regulert monopol

Strømnettet overfører strømmen fra produsenter til forbrukere. Strømnettet er et naturlig monopol. Følgelig er nettselskapene regulert av myndighetene for å oppnå kostnadseffektiv drift og utbygging og forhindre misbruk av markedsmakt [2] . Energiloven introduserte et skille mellom produksjon og nettvirksomhet9. Nettselskapene er ansvarlig for utvikling og drift av strømnettet. De har tilknytningsplikt på objektive og ikke-diskriminerende vilkår.

Oppbygging av strømnettet

Det norske strømnettet er inndelt i tre karakteristiske nivåer

1. Transmisjonsnettet
2. Regionlnett
3. Lokalt distribusjonsnettet.

Transmisjonsnettet kobler sammen store produsenter og store forbrukere, og produsenter og forbrukere på lavere nettnivåer over hele landet, i tillegg til mellomlandsforbindelser. Transmisjonsnettet har høy spenning for å redusere varmetap i overføringen av strøm.

Kunder med alminnelig forbruk er hovedsakelig koblet til lavspenning distribusjonsnett. Dette er kunder som, husholdninger, jordbruk og næringsbygg. Forbrukere som større kraftbehov, som tungindustri, er direkte koblet til regional- eller transmisjonsnettet. Kraftsystemet er utviklet i løpet av 100 år der det i mesteparten av denne utviklingsperioden er tilrettelagt for enveis flyt av effekt fra produksjon til forbruk. I dag er det imidlertid allerede produksjon tilknyttet lokalt distribusjonsnett (småkraft og solkraft).

Figuren viser oppbygningen av det norske strømnettet. Større kraftverk er som regel tilknyttet transmisjonsnettet og de fleste forbrukere er tilknyttet distribusjonsnettet.

Den raske økningen i nye plusskunder setter i tillegg tempokrav til omstillingen. Dette kapittelet beskriver de tekniske utfordringene som oppstår med mer innmating fra forbrukskunder tilknyttet lavspenningnettet. Et nett som i hovedsak erbygget for den enveis effektflyten vi har hatt historisk for å dekke kun forbruk.

Figuren illustrerer en døgnprofil fra en plusskunde. Innmating av overskuddsstrøm og uttak fra en plusskunde et døgn i juni. Selv om netto forbruk et høyere enn netto produksjon, vil kunden ha behov for å mate inn og hente ut strøm fra nettet.

Å dimensjonere nettet etter summen av maksimal strøm per kunde (sammenlagringsfaktor=1,0) ville vært som å investere i nok tilgjengelige busser i tilfelle alle med månedskort reiser med bussen en tirsdag kl. 16. Dette er et usannsynlig scenario og å investere i å tilrettelegge for det ville unødig høye kostnader for busskunder. Denne tradisjonelle metoden for å dimensjonere kapasiteten er ikke lenger tilstrekkelig, når flere kunder i samme område blir plusskunder uten lagringsmuligheter.

Siden solinnstrålingen er lik for kunder i samme område, vil variasjon i produksjon fra solcelleanlegg være liten. Ulik takvinkling hos plusskundene gir noe variasjon i produksjonstoppene, men denne variasjonen er likevel forventet å være mye mindre enn variasjon i forbruk hos kundene, nesten neglisjerbar.

Figuren viser summen av produksjon fra fem solcelleanlegg med samme produksjon fra hver enkelt kunde. I figuren til høyre er det mer variasjon mellom innmatingen fra kundene over tid og dermed er summen av innmating fra alle kundene alltid lavere enn figuren til venstre. Hvis alle kunder tilknyttet samme lavspenningsnett blir plusskunder, vil dette kreve høyere kapasitet.

Samtidig tåler nettkomponenter høyere belastning på vinteren, ettersom den kalde utetemperaturen gir en naturlig avkjøling. En belastning på 120% på en transformator på en kald vinterdag kan tillates noen minutter om vinteren avhengig av naturlig kjøling fra vind og omgivelsestemperatur. Når den samme belastningen skjer på sommeren med sol og høye temperaturer, vil ikke nødvendigvis nettkomponentene tåle en slik belastning.

Forskrift om Leveringskvalitet (FoL) har en rekke kriterier til spenningskvalitet, som nettselskap plikter å overholde. Med solcelleanlegg koblet til lavspenningnettet kan overholdelse av diss kravene kreve iverksettelse av tiltak for økt tilknytningskapasitet spenningsmessig.

Blant kravene om spenningskvalitet i FoL er langsomme spenningsvariasjoner innenfor et intervall på ±10%fra nominell spenning. For lavspenningsnett, med nominell spenning lik 230V, vil intervallet være [207V, 253V]. I radielle nett som lavspenningsnett, endrer spenningen seg langs radialen avhengig av retningen på effektflyten. Spenningen faller fra nettstasjonen ved forbruk og stiger ved innmating av effekt. Dette er illustrert i figur 4. Spenningsfallet påvirkes av mengde forbruk og styrke på lavspenningsnettet. Med økt forbruk, slik som de kaldeste dagene på vinteren, faller spenningen ytterligere. Økt styrke på nettet vil redusere dette spenningsfallet. Tradisjonelt sett har spenningsfallet blitt regulert ved å sette opp spenningen fra nettstasjonen til en høyere spenning, men under grensen på 253V, og forsikre nok nettstyrke til at spenningsfallet ikke fører til en for lav spenning hos kunden lengst unna nettstasjonen. Med innmating fra plusskunder vil spenningen i tilknytningspunktene stige og spenningstoleransen på 20% totalt kan bli oppbrukt mellom sommer og vinter.

Spenningssprang er raske spenningsendringer målt per sekund. FoL setter krav til maksimalt tillatt spenningssprang. Elektrisk utstyr hos kunder som raskt endrer sitt strømuttak eller -innmating i nettet vil, avhengig av størrelsen på strømmen og strømnettets styrke, kunne medføre spenningssprang. Etter dagens praksis, kobler omformeren (DC til AC) ut produksjonen når den målte vekselspenningen er over en innstilt verdi. Hvis denne innstilte overspenningsverdien er omtrent 253 V, vil altså anlegget stoppe sin produksjon selv om spenningen i tilknytningspunktet er tillatt i henhold til FoL.

Den plutselige endringen i produksjon kan skape spenningssprang i svake strømnett.Når produksjonen kuttes, synker igjen vekselspenningen og omformeren gjenopptar produksjonen som igjen medfører spenningsstigning. Slik kan det gjenta seg og skape hyppige spenningsprang til irritasjon for plusskunden og i verste fall andre kunder.Mange hyppige spenningssprang kan oppleves som flimmer. I tillegg til mulig spenningssprang vil også plusskunden kunne få et tap i innmatet overskuddsproduksjon.

Dette burde ikke vært et problem hvis solcelleanlegget er dimensjonert for strømnettet som det er tilknyttet og omformerens overspenningsvern ikke er innstilt på for lav verdi. Omfanget av utfordringer med hurtige spenningsendringer som følge av trigging av overspenningsvernet i solcelleanleggets omformer synes så lite at det ikke er et forhold som tas hensyn til spesifikt i denne analysen.

PQA-rapporten har identifisert flaskehalsbegrensninger for innmating fra plusskunder i lavspenningsnettet, flaskehalser i form av termisk overlast eller oppbruktspenningstoleranse. De har utført analyser på fem nettmodeller, som de vurderer er representative for norske lavspenningsnett. For hver nettmodell er det estimert hvor mye innmating nettmodellen tåler fra alle kunder hvis alle kunder blir plusskunder. PQA-rapportens forutsetninger er benyttet i analysen utført her, med mindre annet er spesifikt nevnt.

Forutsetninger

Det er gjort forenklinger som trekker resultatene i begge retninger. Rapporten dokumenteres estimerte kostnader i gjennomsnitt per kunde og nettmodell for forsterkning av lavspenningsnettet. Det er en skjønnsmessig vurdering av tiltak for at plusskundene skal kunne mate inn all sin overskuddsproduksjon i lettlast (sommer), med en anleggsytelse tilsvarende 80% utnyttelse av et antatt normalt takareal. Størrelsen på solcelleanleggene i rekkehus og liten enebolig er satt til å være 9 kWp. Store eneboliger har anleggsstørrelse på 15 kWp.

I rekkehusmodellen antas det at alle tilknyttede kunder bor i rekkehus. For de grisgrendte modellene antas en fordeling på henholdsvis 60% og 40% av små og store eneboliger blant husholdningskunder. Grisgrendt 1 har to bondegårder i nettmodellen.

Dernest estimeres verdi av potensielt tapt innmatet produksjon gjennom beregnet struping av omformer dersom plusskunden ikke har egen lagring, og til sist en estimert kostnad om hver plusskunde hadde eget tilpasset batterilager med en kapasitet tilsvarende maksimalt simulert strupet døgnvolum i et år.

Analysene er unøyaktige fordi vi ikke har hatt tilgang til tekniske data for modellene til å utføre tekniske nettanalyser. Dermed har det heller ikke vært mulig å analysere kostnader med større presisjon og gjennom sensitivitetsanalyser å få et bedre utfallsrom for konsekvenser i en større variasjon av forutsetningene.

Basert på resultater fra PQA-rapporten og antakelser er det gjort vurderinger på hvilke nettforsterkninger som er nødvendige for at lavspenningnettene skal klare å håndtere innmating av kraft fra solcelleanlegg hos alle kundene.

Tabellen viser nettforsterkningene som er vurdert. Grisgrendt 2 er et svakt strømnett og har ikke kapasitet til noe innmating av kraft. Her er det vurdert to alternativer til nettforsterkninger.

Takvinkelen påvirker produksjonen

Variasjon i takvinkel hos plusskunder gir noe variasjon i topp-produksjonstimene. Ettersom rekkehus har samme takvinkel, har denne studien ikke tatt høyde for variasjon i produksjon i Rekkehusmodellen. Resultatene fra PQA-rapporten viser at det blir overbelastning i Rekkehusmodellen, når det ikke er tatt hensyn til variasjon i produksjon. Når egenforbruk hos plusskunde også er tatt høyde for, vil ikke nødvendigvis innmating fra plusskunder i denne nettmodellen skape utfordringer i strømnettet.

Kostnaden av de vurderte nettforsterkningene er basert på Kostnadskatalog distribusjonsnett. Kostnadene inneholder blant annet:

• materiell
• montør
• skogrydding
• prosjektering
• maskinkostnader

I tilfeller der nettforsterkningen fører til avbrudd hos kunder som utløser Kostnad av Ikke-Levert Energi (KILE)har denne kostnaden også blitt beregnet. KILE er forutsatt å påløpe kun ved tiltakene for Grisgrendt 2 og Forstadsområde. Siden det kun er husholdninger og jordbrukskunder i nettmodellene, er KILE beregnet for disse kundene. I realiteten vil KILE-kostnadene være høyere når andre forbrukskunder er tilknyttet lavspenningsnettet, som butikker, skoler og andre virksomheter. Disse kundegruppene har høyere spesifikke KILE-kostnader.

Struping, eller produksjonsbegrensning, brukes som tiltak i mange land. Både statiske og dynamiske strupemetoder kan benyttes. Med statisk struping settes en maksstrøm på solcelleanleggets omformer. Hvis solcelleanlegget produserer mer effekt enn dette, vil innmatingen til strømnettet bli begrenset. I denne analysen vurderes verdien av tapt innmatet overskuddsproduksjon ved statisk struping.

Figuren viser simulert produksjon fra, forbruk og innmatet effekt en kunde med solcelleanlegg. Den svarte stiplede linjen er maksimal innmating som strømnettet i det området tåler uten tiltak.

Simulering av produksjon hos hver plusskunde

I denne analysen har vi beregnet tapt produksjon gitt at solcelleanlegg hos plusskunden blir strupet basert på maks innmating fra PQA-rapportens resultater. Ettersom størrelse på hovedsikring og takareal er begrensende faktorer på hvor stort anlegg kunden kan installere, er det gjort antakelser for å estimere maksimal anleggsstørrelse hos kundene.

Utenom bondegårdene i Grisgrendt 1-modellen antas det at resten av kundene i de fire modellene er husholdninger. Simuleringene av produksjon er forenklet til kun husholdninger i Grisgrendt 1. I Rekkehusmodellen antas en solcelleanleggsstørrelse på 9 kWp hos alle kundene. I de resterende nettmodellene antas det fordeling på 60% og 40% på små og store eneboliger. Anleggstørrelsene er henholdsvis antatt å være 9 kWp og 15 kWp for små og store eneboliger.

Marginalkostnaden for å installere et større anlegg er lav og med et økende insentiv for å bli plusskunde når strømprisen er høy, kan det antas at flere utnytter mest mulig takareal. Tall fra Agder Energi Nett på plusskunder viser en økning i anleggsstørrelse hos nye plusskunder i 2022, også i husholdninger. Vurdering av anleggsstørrelse hos plusskundene er beskrevet detaljert i vedlegget.

EUs solkartprogram, PVGIS, er brukt for å simulere produksjon fra solcelleanlegg hos norske kunder, per time over et år. Vær og radiasjonsdata fra Fredrikstad har blitt brukt for analysen.

Verdi av tapt produksjon

For å estimere verdien av tapt produksjon per time er strømprisene i spot-markedet fra 2019 for gjeldende time i gjeldende prisområde brukt. Dette er et forenklet estimat av verdien for kunden, da den tapte egenproduksjonen kunne vært lagret og bidratt til å redusere nettleie og avgifter for plusskunden.

Egenforbruk hos kunden

Noe av produksjonen går til egenforbruk hos kunden. For å estimere innmating på strømnettet er forbruket hos kunden trukket fra produsert effekt fra solcelleanlegget. Forbruket hos kundene er basert på forbruksprofiler fra forskningsprosjektet ProAktiv. I dette ligger en iboende unøyaktighet, men anses å skape noe mer realisme i analysen.

Batteri for peak-shaving

Kostnad for litium-ionbatterier er brukt, ettersom denne batteritypen synes mest populær som følge av høy energitetthet, lang levetid og tilfredsstillende lade/utlade hastighet (C-rate). Nødvendig lagringskapasitet hos hver kunde er basert på det døgnet i året med mestoverskuddsproduksjon, som ikke kan mates inn i strømnettet. Kostnad for batteriene er basert på statistikk på kostnad per kWh i 2020.

Tabellen viser oppsummert gjennomsnittlig kostnad per kunde og nettmodell for de benyttede forsterkningstiltakene og batterisystem (i tillegg kommer omformer mm, kan doble kostnaden) samt estimert verdi av strupet innmatet overskuddsproduksjon.

Tiltak i Grisgrendt 1

Nettforsterkningstiltaket som er vurdert i denne nettmodellen er å forsterke luftledning i den ytterste halvdelen av den avgangen med flest kunder. Kostnaden på dette er estimert til å være 10 000 kr per kunde. Nettmodellen har kapasitet til solcelleanlegg på 8 kWp hos hver sluttkunde. Simulering av produksjon fra solcelleanlegg, med forutsettingene som er lagt til grunn gir en maks produksjon på 7,4 kW. Når det regnes med egenforbruk hos plusskundene, som illustrert i figur 6, tilsvareroverskuddsproduksjonen, som strømnettet ikke har kapasitet til, 3% av produksjonen i løpet av året.

Det er sannsynlig at det er mindre behov for å strupe plusskundene som er plassert nærmest nettstasjonen. Nåverdi ved tapt produksjon som følge av struping over 20 år er 3000 kr per kunde i gjennomsnitt.

Alternativt har kostnaden av batteri med lagringskapasitet til å lagre det maksimale strupede døgnvolumet blitt estimert til å være 11 000 kr per kunde i gjennomsnitt.

Nettmodellen Grisgrendt 1 har to jordbrukskunder, men disse er plassert nær nettstasjonen og dermed er ikke dette nettet like begrenset som et lignende nett, med jordbrukskundene plassert lenger unna nettstasjon. Hvis jordbrukskundene var plassert lenger unna nettstasjonen, ville innmating fra dem ført til større. Nettmodellene har heller ikke med andre kundetyper, som skoler, hotell og andre næringsvirksomheter som også kan være tilknyttet lavspenningnett. Det ville vært behov for mer nettforsterkninger i alle nettmodellene, med andre kundetyper tilknyttet lavspenningnettet.

Figuren viser simulert produksjon, forbruk og innmating i strømnettet fra stor enebolig med anleggsstrørrelse 15 kWp og solinnstrålings- og værdata fra Fredrikstad

Det kan finnes andre mer kostnadseffektive tiltak for økt tilknytningskapasitet enn de som har inngått i denne analysen. Spenningsregulering, inklusive reaktiv effekt regulering/statikk i omformer, økt spenning i mateledninger og stasjonære batterisystemer i strømnettet er eksempler på dette.

I en studie fra 2017 har SINTEF Energi studert bruk av fordelingstransformatorer med automatisk trinnkobler i nettstasjonen. Studien vurderer regulering av spenning ut fra nettstasjon basert på målinger i nettstasjon og basert på målinger i punkter ute i lavspenningnettet. Nytten av denne løsningen varierer fra case til case

Omformeren i solcelleanlegget kan ha en kontroller med innebygget reaktiv statikk som øker den reaktive effekten fra strømnettet med økende spenning i tilknytningspunktet. Dette vil medføre at spenningsstigningen ikke blir like stor som uten denne funksjonen. Men, økt reaktiv effekt levert fra nettet, vil øke tapene i nettet noe.

Andre mulige løsninger, som spenningsboostere og nettbatterier, er diskutert nærmere i PQA-rapporten.

Løsning med å benytte 1000V i mateledninger har vist seg vellykket i flere tilfeller. Men et slikt tiltak må også vurderes fra case til case. Ombygging til 400 V TN nett vil også redusere spenningspåvirkningen fra kundene, men vil bli vesentlig mer kostbar enn tradisjonell forsterkning fordi det vil også kreve ombygging av kundenes installasjon

Trykk her for å laste ned hele rapporten med vedlegg i PDF.