Teknisk utvärdering av befintliga och potentiella teknologier för automatisk frekvensreglering i det svenska elnätet

UPTEC ES 19015 Examensarbete 30 hp Juni 2019 Teknisk utvärdering av befintliga och potentiella teknologier för automatisk frekvensreglering i det svenska elnätet Sophia Appelstål

Abstract Technical evaluation of existing and potential technologies for automatic frequency control in the Swedish power system Sophia Appelstål Teknisk- naturvetenskaplig fakultet UTH-enheten Besöksadress: Ångströmlaboratoriet Lägerhyddsvägen 1 Hus 4, Plan 0 Postadress: Box 536 751 21 Uppsala Telefon: 018 471 30 03 Telefax: 018 471 30 00 Hemsida: http://www.teknat.uu.se/student The increasing amount of renewable energy in the power system have led to new challenges to balance supply and demand in the electric grid. To maintain the balance in the power system the system operator can activate power reserves to restore the balance at a frequency deviation. Today these reserves consist exclusively of hydropower in Sweden. With more volatile power generation new types of technologies to provide these reserves are desirable. The aim of this master thesis is to investigate the technical potential for using wind power, demand response and energy storage for automatic frequency control in the Swedish power system. The thesis examines the performance of the different technologies to see if they meet the technical requirements for delivering reserves set by the TSO. Moreover, the available capacity from the technologies throughout the year are estimated. The results show that all three technologies potentially could be used for frequency control. However, the technical requirements are not always fulfilled. In order to enable new technologies to provide power reserves some of the requirements needs to be modernized. Generally, demand response proved to have the largest available capacity for frequency control today. The study shows that demand response from industries and electric heated households could potentially provide all automatic frequency control. Modern wind turbines can be used for frequency control and for down regulation of the frequency the potential is considerable. Energy storages are not yet widely used in Sweden but with reduced costs they can play an important role in regulating the frequency in the future. Handledare: Jakob Helbrink Ämnesgranskare: Cecilia Boström Examinator: Petra Jönsson ISSN: 1650-8300, UPTEC ES 19015 Tryckt av: Uppsala universitet

Populärvetenskaplig sammanfattning Världens länder har enats om att om ett nytt klimatavtal för att begränsa utsläppen av växthusgaser och att hålla den globala temperaturökningen under 2 grader. Därför har Sverige satt upp ambitiösa mål om att till exempel ha 100 % förnybar elproduktion fram 2040 och inga nettoutsläpp av koldioxid efter 2045. Men med en ökande andel förnybar elproduktion följer nya utmaningar för det svenska kraftsystemet. För att Sverige ska ha ett säkert och stabilt kraftsystem måste det alltid råda balans mellan den elektricitet som produceras och den elektricitet som konsumeras. En obalans mellan produktion och konsumtion hanteras av Sveriges systemoperatör Svenska kraftnät genom att automatiskt aktivera de så kallade reglerreserver. Dessa reserver kan bestå utav anläggningar som kan anpassa sin elproduktion vid en obalans men även utav anläggningar som kan anpassa sin elkonsumtion. Som ett mått på balansen i elnätet används frekvensen som alltid bör ligga kring 50 Hz. Sjunker frekvensen finns det behov av uppreglering vilket sker genom att produktionsreserverna ökar elproduktionen eller att förbrukningsreserverna minskar sin elförbrukning. På motsvarande sätt sker nedreglering av frekvensen genom minskad produktion eller ökad konsumtion. Idag består dessa reserver nästan uteslutande av vattenkraft i Sverige eftersom den varit en ekonomisk och flexibel resurs att tillgå. Att reserverna består till största del av vattenkraft har visat sig ha vissa nackdelar. Systemet blir till exempel känsligt för hydrologiska aspekter så som vårfloden och torka vilket påverkar vattenkraftens förmåga att leverera reserver. Med en mer diversifierad reserv ökar konkurrensen på reservmarknaden och Sverige skulle kunna få en bättre spridning på reserverna som idag till största del är lokaliserade i norr. Dessutom kommer behovet av reserver troligtvis att öka då Sverige går mot ett förnybart elsystem. Detta examensarbete syftar till att utreda hur nya teknologier kan tillhandahålla dessa reserver och fungera som ett komplement till vattenkraften för automatisk frekvensreglering. Teknologierna som studien har undersökt är vindkraft, förbrukningsflexibilitet och energilager. Studien undersöker både huruvida de nya teknologierna kan uppfylla de tekniska krav som ställs från Svenska kraftnät på leverantörer av reserver och även hur stor kapacitet dessa kan tillhandahålla under året. Studien är avgränsad till att enbart studera potentialen för de automatiska reserverna FCR(Frequency Containment Reserve) och afrr(automatic Frequency Restoration Reserve) i Sverige. Parallellt med arbetet utvärderades teknologiernas ekonomiska potential av en annan student för att se om de är konkurrenskraftiga jämtemot vattenkraften. För att utvärdera den tekniska potentialen för de nya teknologierna delades arbetet upp i olika delmoment. Dessa infattade en omfattande litteraturstudie, intervjuer med aktörer inom branschen och som ett avslutande moment sattes en modell upp för att ta fram kapaciteten för respektive teknologi under ett år.

Resultatet av studien identifierade ett par hinder för att få in de nya teknologierna på reservmarknaden. Detta beror på att dagens marknad länge varit anpassad för enbart vattenkraft. Ett exempel som studien funnit är kravet om att en regleringsreserv måste ha en timmes uthållighet och alltså bidra med full reglering under en hel timme. För afrr kan även volymkravet om 5 MW vara problematiskt för teknologierna. Studien fann att den största potentialen idag finns inom förbrukningsflexibilitet hos industrier och hushåll med eluppvärmning. Som mest är den tillgängliga kapaciteten för dessa cirka 2000 MW var vilket skulle kunna täcka Sveriges behov av reserver. Tillgänglig kapacitet från industrier är densamma året runt medan för eluppvärmda hushåll varierar med utomhustemperaturen. Energilager används fortfarande i relativt liten utsträckning idag. Det finns inga storskaliga system som används för frekvensreglering på grund av att kostnaderna för energilager fortfarande är höga. Däremot finns det kapacitet som kan utnyttjas för reserver från redan existerande batterier i t.ex. UPS system. Sjunker priserna för energilager kan även storskaliga system bli aktuella för frekvensreglering eftersom de passar väl för ändamålet. Även vindkraft har undersökts för att tillhandahålla frekvensreglering. Vindkraft kan tekniskt sätt bidra med både uppreglering och nedreglering av frekvensen. Men att använda vindkraft för uppreglering innebär att elproduktionen måste hållas vid en lägre nivå för att på så sätt skapa en effektmarginal som kan användas för att reglera upp frekvensen. Detta innebär förlorade intäkter för elproduktionen och elcertifikat. Därför är potentialen störst potential att använda vindkraft för nedreglering där det under vissa månader skulle finnas uppemot 2500 MW tillgänglig kapacitet i Sverige. Slutsatsen av studien är att i ett framtida elsystem med ett stort behov av reglerreserver kan teknologierna vindkraft, förbrukningsflexibilitet och energilager ha en stor möjlighet att vara med och balansera elnätet och för att underlätta introduktionen av dessa bör vissa krav ses över.

Exekutiv sammanfattning Den ökade andelen förnybar elproduktion ställer nya krav på balanseringen av det svenska kraftsystemet. Balanseringen sker bland annat genom att Svenska kraftnät handlar upp så kallade frekvensreglerings reserver för att hantera avvikelser i elnätsfrekvensen. De automatiska reserverna FCR och afrr består idag till största del av vattenkraft. Men under de senaste åren har både behovet av reserverna och dess priser ökat vilket lett till att Svenska kraftnät med detta examensarbete vill undersöka nya potentiella teknologier som kan tillhandahålla dessa två reserver. Teknologierna som undersökts är vindkraft, förbrukningsflexibilitet och energilager. Examensarbetet studerar både huruvida en teknologi kan uppfylla de tekniska krav som ställs på en leverantör av reserver samt vilken kapacitet denna kan leverera under året. Beräkningarna utgick framförallt ifrån den befintliga kapacitet som finns idag. Resultatet av studien har visat att flera av de undersökta teknologierna skulle kunna användas för frekvensreglering och möta de tekniska kraven som ställs. Däremot har studien identifierat ett flertal krav som skulle kunna ses över för att underlätta introduktionen för de nya teknologierna på reservmarknaden. Ett sådant exempel är sänka kravet på uthållighet från en timme till att bättre representera faktisk aktivering. Detta hade inneburit att till exempel ett befintligt energilager hade kunnat buda in en större kapacitet till reservmarknaden. Ett annat exempel som studien funnit är kravet på hur lång i förväg som buden skall läggas. Att få lägga bud närmare driftstimmen hade underlättat för t.ex. vindkraft då det minskar osäkerheterna och hade gjort att buden som läggs kunde varit högre. Flera av de andra tekniska kraven diskuteras i rapporten. Studien visade även att störst teknisk potential för FCR fanns hos förbrukningsflexibilitet. Både inom industrin och eluppvärmda hushåll fanns en stor kapacitet att utnyttja. Till exempel fann studien att de hushåll med elektrisk värmepump som finns i Sverige skulle kunna bidra med uppemot 2180 MW av FCR-D vilket skulle kunna täcka hela behovet av denna reserv. Däremot varierar denna kapacitet under året och var som lägst under sommaren då den enbart var cirka 400 MW. Användningen av energilager i Sverige är fortfarande liten och det finns ännu inga storskaliga energilager för frekvensreglering. Däremot finns det potential med att utnyttja batterier i befintlig infrastruktur som t.ex. elbilar och UPS system för serverhallar. Studien uppskatta bland annat att kapaciteten från alla serverhallar i Sverige kan bidra med cirka 42 MW FCR-D. Med fortsatta sjuknade priser och ökad användning kan detta bli en potentiellt stor leverantör av reserver i framtiden. Även vindkraftens förmåga att tillhandahålla reserver undersöktes i denna studie. Störst potential fanns för att använda vindkraft för nedreglering. Att använda vindkraft för uppreglering innebär förluster i elproduktion samt förlorade intäkter från Elspot och elcertifikat vilket gjort att det ännu inte är lönsamt för en vindkraftsägare att leverera reserver. Ka-

paciteten av reserver från vindkraft varierar under året beroende på aktuell vindhastighet. Men under 2017 var den tillgängliga kapaciteten högst under januari då den skulle kunnat bidragit med i snitt 2500 MW afrr nedreglering. Slutsatsen av studien är att när behovet av reserver ökar i framtiden kan vindkraft, förbrukningsflexibilitet och energilager ha stor teknisk potential att tillhandahålla automatiska reserver. Men för att underlätta introduktionen kan vissa av de tekniska kraven behöva anpassas för fler teknologier än bara vattenkraft.

Förord Detta examensarbete skrivs för Uppsala universitet som det avslutande momentet på civilingenjörsutbildningen inom Energisystem. Arbetet omfattar 30 hp och har utförts i samarbete med affärsverket Svenska kraftnät med syftet att undersöka den tekniska potentialen för nya teknologier att tillhandahålla systemtjänster i form av automatisk frekvensreglering. Jag vill rikta ett stort tack till mina handledare Jakob Helbrink och Linda Thell för ert stöd och er vägledning under detta arbete. Jag vill också tacka min ämnesgranskare Cecilia Boström på Uppsala universitet för dina kommentarer och återkoppling på rapporten. Till sist vill jag också tacka alla de som ställt upp på intervjuer och möten och lagt ner tid på att besvara våra frågor. Rapporten har skrivits i samarbete med Anna Lindgren som också har skrivit sitt examensarbete vid Svenska kraftnät. Syftet med Lindgrens studie var att undersöka den ekonomiska potentialen för de nya leverantörerna av systemtjänster samt att utveckla en ekonomisk modell för att kunna jämföra de olika teknologiernas konkurrenskraft jämtemot varandra. Samarbetet innebar bland annat att möten och intervjuer kunde genomföras tillsammans och att resultaten av studierna kunde diskuteras. Sophia Appelstål Uppsala, juni 2018

Begrepp Aggregering: Dimensionerande fel: Förbrukningsflexibilitet: Produktionen eller förbrukningen av el för ett antal mindre enheter slås samman för att uppnå större volymer och kunna delta som aktör på elmarknaden. Den största störningen som kan inträffa i det nordiska elsystemet och den störning om systemet är dimensionerat för. Innebär att elanvändningen kan förflyttas i tid för att matcha behovet och reglera balansen i elnätet. N-1 kriteriet: Kriteriet innebär att kraftsystemet ska klara av att hantera att en huvudkomponent faller bort och samtidigt kunna upprätthålla leveranssäkerheten. Systemansvar: I Sverige har Svenska kraftnät systemansvaret för elektricitet vilket innebär att de ansvarar för att kraftsystemet är tillförlitligt och att kostnader för driften optimeras. En del i detta ansvar är att balansera produktion och konsumtion av elektricitet under drift. Systemtjänster: Är ett begrepp för de funktioner i nätet som hjälper till att upprätthålla ett stabilt system. Några vanliga exempel är frekvensreglering, spänningsreglering och svängmassa. Förkortningar afrr: BESS: ENTSO-E: FCR-D: FCR-N: automatic Frequency Restoration Reserve (automatisk frekvensåterställningsreserv) Battery Energy Storage Systems European Network of Transmission System Operators for Electricity. Representerar 43 stycken TSO:er från 36 olika länder i Europa. Frequency Containment Reserve for Disturbances (Frekvenshållningsreserv - störningsdrift) Frequency Containment Reserve for Normal operation (Frekvenshållningsreserv - normaldrift) mfrr: manual Frequency Restoration Reserve (manuell frekvensåterställningsreserv ) SOC: TSO: UPS: State Of Charge. Utrycker batteriets aktuella kapacitet som procent av den maximala kapaciteten. Transmission System Operator. TSO är den engelska benämningen på en organisation som har det övergripande systemansvaret för kraftsystemet, i Sverige är Svenska kraftnät TSO. Uninteruped Power Supply

Parametrar α rc Värme återvinningsfaktorn A i Total area för en byggnads del [m 2 ] A turbin Turbin area [m 2 ] C p Aerodynamisk effektkoeffincient C p,luft Luftens värmekapacitet [Wh/m 3 C ] g sol Solfaktorn h Höjd [m] N boende Antal boende i byggnaden [st] N vent Luftomsättning [h 1 ] P boende Personvärme från boende [W/m 2 ] P el Värme från elektriska apparater [W] P sol Solinstrålning mot vertikal yta [W] P vind Producerad effekt från ett vindkraftverk [W] ρ Luftens densitet [kg/m 3 ] Q boende Värmetillförsel från boende [W] Q el Värmetillförsel från elektriska apparater [W] Q sol Värmetillförsel från solinstrålning [W] Q värmepump Värmetillförsel från elektrisk värmepummp [W] τ Byggnadens tidskonstant [h] t Tid [h] T inne Inomhustemperatur [C ] T ref Referens temperatur [C ] T ute Utomhustemperatur [C ] U Vindhastighet [m/s] U i Värmegenomgångskoefficient för en byggnads del i [W/m 2 C ] V b Inre volymen för huset [m 3 ] X boende Närvarotid i huset [h/dygn] z 0 Vindskjuvning Λ vent Värmeförlust från ventilation [W/C ] Λ tran Värmeförust från byggnadsskalet [W/C ]

Innehåll 1 Introduktion 1 1.1 Syfte och mål................................... 2 1.2 Frågeställningar.................................. 2 1.3 Avgränsningar................................... 2 1.4 Disposition.................................... 3 2 Bakgrund 4 2.1 Den svenska elmarknaden............................ 4 2.2 Elnätets uppbyggnad............................... 6 2.3 Balansering och frekvensreglering........................ 8 2.3.1 Primärreglering.............................. 9 2.3.2 Sekundärreglering............................. 11 2.3.3 Tertiärreglering.............................. 11 2.3.4 Svängmassa................................ 12 2.3.5 Vattenkraft som reglerreserv....................... 12 2.3.6 Analys av frekvensen och den faktiska aktiveringen av reserverna... 12 2.4 Tidigare studier.................................. 13 3 Metod och teori 15 3.1 Förstudie..................................... 15 3.2 Kartläggning................................... 15 3.3 Modellering.................................... 16 3.3.1 Energilager................................ 17 3.3.2 Förbrukningsflexibilitet.......................... 18 3.3.3 Vindkraft................................. 20 4 Kartläggning av teknologierna 22 4.1 Energilager.................................... 22 4.1.1 Batteri................................... 22 4.1.2 Svänghjul................................. 25 4.2 Förbrukningsflexibilitet.............................. 26 4.2.1 Hushållsvärmepumpar.......................... 27 4.2.2 Industrier................................. 28 4.3 Vindkraft..................................... 30 5 Resultat från modellering 32 5.1 Energilager.................................... 32 5.1.1 Batterier.................................. 32 5.1.2 Svänghjul................................. 32

5.2 Förbrukningsflexibilitet från hushållsvärmepumpar.............. 33 5.3 Vindkraft..................................... 38 5.4 Jämförelse mellan teknologierna......................... 45 5.5 Ekonomisk potential för teknologierna..................... 48 6 Diskussion 49 7 Slutsats 54 8 Appendix 58

Figurförteckning 1 Marknadsplatserna med motsvarande handelsperiod för den svenska elmarknaden....................................... 4 2 Sveriges elproduktion fördelad per kraftslag 2017 (Energimyndigheten 2018a) 6 3 Sveriges fyra elområden............................. 7 4 Uthållighet och svarstid............................. 9 5 Frekvensreglering i det svenska elsystemet (Eng och Johansson 2014).... 10 6 Varaktighetsdiagram över frekvensen 2018 (Lindgren 2019).......... 13 7 Metodaval för examensarbetet.......................... 15 8 Ideal SOC för de olika reserverna. Dvs. SOC 100 % för FCR-D (och afrr upp), 50% för FCR-N och 0 % för afrr ner.................. 17 9 Andel av tiden som värmepumpen är aktiverad vid olika utomhustemperaturer. Den röda kurvan visar kurvanpassningen för de simulerade värdena... 34 10 Tillgänglig kapacitet av FCR-D från en värmpump i SE3........... 34 11 Tillgänglig kapacitet av FCR-D för förbrukningsflexibilitet från värmepumpar per elområde och år................................ 35 12 Tillgänglig kapacitet av FCR-N för förbrukningsflexibilitet från värmepumpar per elområde och år................................ 36 13 Tillgänglig kapacitet av afrr nedreglering för förbrukningsflexibilitet från värmepumpar per elområde och år....................... 36 14 Inomhustemperaturen efter värmepumpen slagits av för ett standardhus... 37 15 Tillgänglig kapacitet av FCR från ett vindkraftverk utifrån vindhastigheten. 38 16 Elproduktion från Näsuddens vindkraftverk under 2017............ 39 17 Antal timmar under 2017 som ett vindkraftverk kunde leverera FCR.... 40 18 Produktionsvariation mellan 2 timmar för vindkraft i Sverige 2017 (i procent av installerad effekt)............................... 40 19 Varktighetsdiagram över kapaciteten från vindkraft för respektive reserv i de olika elområdena under 2017. Dvs hur många timmar om året vindkraften kan leverera en viss kapacitet av reservena...................... 42 20 Genomsnittlig tillgänglighet från vindkraften under 2017 för de olika elområdena 43 21 Tillgänglig kapacitet av FCR-D från vindkraft per elområde och år..... 43 22 Tillgänglig kapacitet av FCR-N från vindkraft per elområde och år..... 44 23 Tillgänglig kapacitet av afrr nedreglering från vindkraft per elområde och år 44 24 Total tillgänglig kapacitet av reserverna under 2017 från de olika undersökta teknologierna................................... 46 25 Tillgänglig kapacitet av FCR för förbrukningsflexibilitet från värmepumpar under en vinterdag i januari 2017........................ 47

1 Introduktion Världen står inför en stor utmaning för att ställa om till ett fossilfritt energisystem. Förnybara kraftslag ökar i många länder för att minska koldioxidutsläppen och det skapar nya utmaningar för kraftsystemet (Svenska kraftnät 2017b). För att kraftsystemet ska vara driftsäkert krävs det att det i varje ögonblick är balans mellan den elektricitet som produceras och den som konsumeras. Ökningen av intermittenta kraftslag så som sol- och vindkraft leder till ökad problematik med att upprätthålla denna balans. I Svenska kraftnäts roll som systemansvarig för Sveriges elnät ingår det att hantera de eventuella obalanser som uppstår. Detta gör de bland annat genom att i förhand handla upp automatiska och manuella reglerreserver som ska aktiveras vid en avvikelse. Idag utgörs de automatiska reserverna nästan uteslutande av vattenkraft. Vattenkraften är en effektiv resurs att tillgå eftersom den kan tillhandahålla snabb och billig balansering. Men under senare år har efterfrågan på alternativa reglerreserver ökat (Energimyndigheten 2016). En av anledningarna till att behovet av nya reglerresurser ökar är för att frekvenskvalitén i elnätet successivt försämrats under de senaste åren. Den främsta anledningen till försämringen av frekvenskvalitén beror på att variationerna i elproduktion är både större och snabbare än tidigare samtligt som den inneboende svängmassan försvinner från systemet (Svenska kraftnät 2015). Trenden med försämrad frekvenskvalité förväntas fortsätta då utbyggnaden av förnybara källor fortsätter för att uppnå Sveriges energimål om att ha 100 % förnybar energi fram till 2040 (Svenska kraftnät 2017b). Utan nya reglerreserver finns det en risk att fossilbaserade reserver måste utnyttjas oftare. Svenska kraftnät har uppskattat att behovet av nya reglerreserver kommer att öka fram till 2040 för att anpassa sig till det nya systemet och det kan även krävas nya typer av reserver i framtiden. Utan nya reserver kommer systemet bli mer känsligt för störningar och det kommer bli svårare att upprätthålla drift- och leveranstryggheten i nätet (Energimyndigheten 2016). En annan anledning till att alternativa reglerreserver undersöks är att Svenska kraftnät och andra myndigheter vill få en mer diversifierad reglerresurs med fler olika typer av teknologier som levererar reserverna. Med dagens reserver som till största delen består av vattenkraft blir elsystemet känsligt för olika hydrologiska fenomen. Ett sådant hydrologiskt fenomen är vårfloden då vattenvolymen som kan regleras är begränsad. Vidare, under år med höga temperaturer minskar mängden vatten i vattenkraftsmagasinen vilket i sin tur leder till minskad kapacitet som kan användas för frekvensreglering och dyrare reserver. År 2018 var ett speciellt år då fördelen med nya reglerreserver blev extra tydlig. Året inleddes med kyla följt av en ovanligt kraftig vårflod som sedan följdes av en extrem torr sommar. Detta ledde till att kostnaderna för reserverna blev mer än dubbelt så dyra 2018 jämfört med året innan (Svenska kraftnät 2019b). Genom en introduktion av nya typer av reglerreserver skulle denna känslighet minska samtidigt som konkurrensen på reservmarknaden skulle öka (Svenska kraftnät 2017a). Med flera reserver är det även möjligt att frigöra kapacitet från vattenkraften för att bli ny baskraft när kärnkraften fasas ut (Energimyndigheten 2016). 1

Ytterligare en anledning till att införa nya reglerreserver är att få en större geografisk spridning av reserverna. Idag är alla reserverna placerade i norra Sverige där vattenkraften är lokaliserad men med nya teknologier möjliggörs tillgång på reserver i fler elområden och de kan dessutom vara lokaliserade närmare slutanvändarna (Energimyndigheten 2016). Mot denna bakgrund ska denna studie utvärdera nya potentiella teknologier för automatisk frekvensreglering samt vilken kapacitet dessa kan leverera under olika säsonger. De nya teknologiernas tekniska egenskaper och geografiska lokalisering undersöks också. Rapporten syftar till att studera de automatiska frekvensreglerings reserverna FCR (Frequency Containment Reserve) och afrr (automatic Frequency Restoration Reserve). Studien är framförallt en jämförande studie mellan olika teknologier snarare än en djupgående studie. Detta för att kunna få en översiktlig bild över reserverna och potentiella leverantörer. 1.1 Syfte och mål Syftet med denna studie är att utreda hur vindkraft, förbrukningsflexibilitet och energilager kan tillhandahålla systemtjänster i form av FCR och afrr och fungera som ett komplement till vattenkraft för automatisk frekvensreglering. Utöver det syftar rapporten till att undersöka tillgängligheten av dessa systemtjänster från teknologierna under olika säsonger för att säkerställa frekvensstabiliteten i elnätet under hela året. 1.2 Frågeställningar Hur kan teknologierna vindkraft, förbrukningsflexibilitet och energilager tillhandahålla systemtjänster i form av frekvensreglering idag? Vad krävs för att dessa teknologier ska uppfylla de tekniska kraven som finns för automatisk frekvensreglering (FCR och afrr) och vilka tekniska egenskaper begränsar deras förmåga att tillhandahålla systemtjänster? Vad är svarstiden, kapaciteten och uthålligheten för dessa teknologier samt hur ser tillgängligheten ut över året? Dvs. hur stor volym skulle respektive teknologi kunna leverera under olika säsonger. Var är (i vilket elområde) de nya teknologierna lokaliserade? 1.3 Avgränsningar För att begränsa arbetet har flera avgränsningar gjorts. Bland annat kommer arbetet enbart att studera potentialen för de tre automatiska reserverna (FCR-N, FCR-D, afrr) och därmed inte övriga reserver, så som effektreserven, mfrr eller störningsreserven. Utöver det har analysen avgränsats till det svenska kraftsystemet eftersom de automatiska reserverna upphandlas inom landets gränser. Analysen tar därmed inte hänsyn till att reservmarknaden 2

väntas bli mer internationell i framtiden. Denna studie undersöker inte de ekonomiska aspekterna kopplade till nya systemtjänster utan enbart den tekniska potentialen. En ekonomisk analys av de framtida leverantörer av systemtjänster görs parallellt med detta arbete av en annan student på Svenska kraftnät. Studien avgränsas till att studera teknologier som finns tillgängliga och kan implementeras på marknaden idag. Alltså undersöks de teknologier som nått en sådan mognadsgrad att dessa kan fungera för frekvensreglering i dagsläget. Rapporten studerar därmed inte nyare teknologier som är på forskningsstadiet och kan komma att bli aktuella i framtiden. Rapporten har inte heller tagit hänsyn till tekniska framsteg som kan ske för de olika teknologierna utan har utgått ifrån hur teknologin fungerar idag. Rapporten avgränsas också till att undersöka den tekniska potentialen som finns i dagsläget och tar inte hänsyn till något framtida scenario. Detta görs på grund av svårigheten att veta hur kraftsystemet kommer fungera i framtiden. 1.4 Disposition Inledningsvis beskriver rapporten en bakgrund till den svenska elmarknaden och elnätets uppbyggnad. Vidare ges en introduktion till balans- och regleringsmarknaden och dess aktörer. I nästkommande avsnitt förklaras det metodval som gjorts för att besvara frågeställningen och arbetets olika delmoment. Efter metodavsnittet presenteras resultaten från kartläggningen av de olika teknologierna som undersökts. Kartläggningen innehåller en beskrivning av hur respektive teknologi kan tillhandahålla reserver samt hur stor deras möjlighet att klara de tekniska kraven för att få leverera reserver till Svenska kraftnät är. Denna kartläggning sammanfattar också informationen som erhölls från utförda intervjuer. I den andra delen av resultat presenteras resultatet från modelleringarna där tillgänglig kapacitet och uthållighet för respektive teknologi tagits fram. Rapporten avslutas med ett analysavsnitt där de viktigaste slutsatserna framställs och diskuteras. Här diskuteras också de begränsningar som finns med studien och förslag på framtida utredningar. 3

2 Bakgrund I detta avsnitt presenteras bakgrunden till studien för att ge läsare en grundläggande förståelse för elsystemet och de begrepp som används. Först ges en introduktion till den svenska elmarknaden och Svenska kraftnäts roll på denna. Därefter följer en kort beskrivning av elnätets uppbyggnad och några viktiga begrepp kopplade till det. Ett senare stycke beskriver några av systemtjänsterna och deras tekniska specifikationer. Avslutningsvis sammanfattas ett urval av vad som undersökts tidigare kopplat till rapportens syfte. 2.1 Den svenska elmarknaden Den svenska elmarknaden är komplex och består utav ett stort antal aktörer med olika syften och uppgifter. Här ges en kort introduktion till elmarknaden och dess uppbyggnad. Handeln med elektricitet kan ske på olika tidskalor från långsiktig handel på flera års kontrakt ner till minutbasis. Detta illustreras i figur 1. Figur 1: Marknadsplatserna med motsvarande handelsperiod för den svenska elmarknaden Den långsiktiga handeln sker på Nasdaq 1, där aktörer kan säkra sitt elpris flera år framåt. På Nasdaq-börsen sker finansiell handel med terminer och eloptioner för att bland annat undvika variationer i elpriset (Energiföretagen Sverige, Oberoende Elhandlare och Svenska kraftnät 2018). Majoriteten av handeln av elektricitet i Sverige sker dock på den nordiska elbörsen Nord Pool. Nord Pool ägs av de nordiska och baltiska TSO:erna (Transmission System Operator) men elhandeln sker i flera länder. I Sverige är Svenska kraftnät TSO (Nord Pool 2019b). Elbörsen uppstod efter avregleringen av den svenska elmarknaden 1996 och idag säljs cirka 95 % av all elektricitet på Nord Pool (Nord Pool 2019a). Marknadsplatserna på Nord Pool består utav dagen-före-marknaden och intradag-marknaden. På dagen före marknaden, även kallad Elspot, sker fysisk handel med elektricitet ett dygn i förväg. Där lämmar köpare och säljare bud på hur mycket elektricitet de kommer behöva respektive kan producera varje timme kommande dag. Systempriset sätts sedan utifrån utbud och efterfrågan på spotmarknaden. Intradag-marknaden eller Elbas är en slags justeringsmarknad där aktörerna har möjlighet att köpa upp elektricitet fram till en timme före 1 https://www.nasdaq.com/ [2019-02-07] 4

leverans för att undvika obalans (Energiföretagen Sverige, Oberoende Elhandlare och Svenska kraftnät 2018). Utöver Elspot och Elbas handlas elektricitet även på reglerkraft- och balansmarknaden. På reglerkraftsmarknaden (RKM) handlar Svenska kraftnät och andra systemoperatörer i Norden upp reglerkraft för att kunna hantera eventuella obalanser som kan uppstå. Detta är en så kallad intra-hour marknad där balansansvariga kan lägga fram bud fram till 45 minuter innan drifttimmen och buden kan gälla både upp- och nedreglering. Uppreglering sker när frekvensen är låg och då kan de balansansvariga antingen öka sin produktion eller minska sin konsumtion medan vid nedreglering är frekvensen hög och då minskar de sin produktion eller ökar sin konsumtion istället. Dessa bud är bindande och avropas i prisordning med det billigaste budet först. De aktörer som orsakade obalansen från början blir betalningsskyldiga för vad regleringen kostade (Svenska kraftnät 2017b). På reglerkraftsmarknaden upphandlas den manuella reserven mfrr. Handeln med reglerreserver på balansmarknaden beskrivs i ett senare stycke. Aktörerna på elmarknaden Elproducenter Elproducenter är de som sköter själva produktionen av elektricitet, alltså de som äger kraftanläggningarna. Elanvändarna Elanvändaren är själva slutkonsumenterna av elektriciteten och kan både vara industrier, företag och hushåll. Dessa har tecknat ett avtal med både elnätsföretagen om att få koppla in sig till elnätet och till ett elhandelsbolag för att köpa elektriciteten. Sedan avregleringen kan elkunden själv välja vilket elhandelsbolag denne vill teckna ett avtal med. Medan vilket elnätsföretag som elanvändaren tecknar elnätsavtal med beror var anläggningen är placerad. Elnätsföretagen Elnätsföretagen är de som ansvarar för att elektriciteten kan transporteras från producenterna fram till kunden. Det finns olika elnätsföretag som ansvarar för olika delar av nätet nämligen; stamnät, regionnät och lokalnät. Elhandelsföretag Elhandelsbolagen, även kallad elleverantör, är de bolag som köper och säljer elektriciteten från producenterna till konsumenterna. Dessa har ett balansansvar gentemot Svenska kraftnät, vilket innebär att de måste balansera sin produktion och konsumtion i planeringsskedet. Det är möjligt för elhandelsbolaget att själv ta balansansvaret och bli en s.k. balansansvarig aktör (BRP) eller så kan de anlita ett annat bolag som tar över deras balansansvar. (Energiföretagen Sverige, Oberoende Elhandlare och Svenska kraftnät 2018) 5

Tillsynsmyndigheter Utöver ovan nämnda aktörer finns det även flera tillsynsmyndigheter så som Energimyndigheten, Elsäkerhetsverket och Energimarknadsinspektionen som sköter tillsynen av elmarknadens aktörer och övervakar att ellagen följs. (Energiföretagen Sverige, Oberoende Elhandlare och Svenska kraftnät 2018) 2.2 Elnätets uppbyggnad Sveriges elnät brukar delas upp i tre nivåer nämligen stamnät, regionnät och lokalnät. Stamnätet är den högsta nivån och sköter transporten av elektricitet från kraftverken till regionnätet. Regionnätet överför sedan elektriciteten vid en lägre spänning till lokalnätet. Därefter distribueras elektriciteten ut till elanvändarna via de lokala näten. Stamnätet överför stora mängder elektricitet över långa avstånd medan de lokala och regionala näten är mer maskade och transporterar elektriciteten kortare avstånd (Svenska kraftnät 2014). Även om stamnätet överför elektriciteten över längre avstånd är det lokalnätet som har den längsta totala ledningsländen vilket kan ses i tabell 1. Tabell 1: Egenskaper för det svenska elnätet (Svenska kraftnät 2014) Spänningsnivå Total ledningslängd [kv] [km] Stamnät 220-400 16 000 Regionnät 40-130 30 000 Lokalnät 10-20 506 000 I Sverige står vattenkraft och kärnkraft fortfarande för majoriteten av elproduktionen. Tillsammans står de för cirka 80 % av den totala elproduktionen. Under senare år har elproduktionen från vindkraft ökat och stod 2017 för 11 % av den totala mängden producerad elektricitet. Totalt producerades 160 TWh elektricitet under 2017 och i figur 2 illustreras fördelningen mellan de olika kraftslagen. (Energimyndigheten 2018a) Figur 2: Sveriges elproduktion fördelad per kraftslag 2017 (Energimyndigheten 2018a) 6

Kraftslagen brukar ibland delas upp i olika kategorier ur ett balansperspektiv. De tre huvudkategorierna är baskraft, reglerkraft och intermittent kraft. Baskraft är de kraftslag som inte styrs av efterfrågan utan har en relativt konstant elproduktion över tid. Reglerkraft är de kraftslag som kan användas för att balansera variationer i produktion och konsumtion. Detta är typiskt kraftslag med snabb aktiveringstid. I Sverige fungerar kärnkraften framförallt som baskraft medan vattenkraften är Sveriges reglerkraft. Intermittent kraft är kraftslag där produktionen kan variera kraftigt beroende på hur förutsättningarna ser ut vid den aktuella tidpunkten, typiskt väderberoende kraftslag som exempelvis sol- och vindkraft. Den elektricitet som produceras förbrukas sedan av elanvändarna. Jämfört med andra länder har Sverige en hög elanvändning per invånare. Detta beror bland annat på att Sverige har en stor elintensiv industri och ett kallt klimat (IVA 2016). Produktionen och konsumtionen utav elektricitet är ojämnt fördelad över landet. En stor del av elektriciteten produceras i de norra delarna av landet medan den hudsakliga elanvändningen sker i söder. Överskottet på elektricitet i norr behöver därmed transporteras långa sträckor för att nå slutanvändarna vilket kan leda till stora förluster i stamnätet (Svenska kraftnät 2014). Det svenska elnätet är uppdelat i fyra stycken elområden som brukar kallas SE1-SE4 och illustreras i figur 3. Eftersom stamnätet har en begränsad överföringskapacitet uppstår det flaskhalsar som begränsar mängden elektricitet som kan överföras mellan två angränsande områden. De fyra elområdena infördes år 2011 för att representera dessa flaskhalsar. Indelningen i elområden har inneburit att elpriset stundtals varierat mellan olika platser och generellt har konsumenter i söder haft ett högre elpris än konsumenter i norra Sverige (Energimarknadsinspektionen 2014). De fyra elområdena är synkront ihopkopplade med de övriga nordiska ländernas elsystem vilket innebär att hela elsystemet har samma frekvens. Figur 3: Sveriges fyra elområden 7

2.3 Balansering och frekvensreglering För att det svenska elnätet ska fungera krävs det att frekvensen i hela systemet alltid är densamma. Ett viktigt begrepp som används i dessa sammanhang är frekvensstabilitet vilket representerar systemets förmåga att upprätthålla en stabil frekvens. För att upprätthålla en stabil frekvens krävs det att produktionen och konsumtionen av elektricitet är lika stor i varje tidsögonblick. För det nordiska synkronområdet skall frekvensen idealt vara 50 Hz men den tillåts variera mellan 49,9 till 50,1 Hz. Vikten av att hålla frekvensen stabil vid 50 Hz beror på att tekniska komponenter kopplade till nätet kan ta skada av för stora frekvensavvikelser. Eftersom det är svårt att hålla produktion och konsumtion lika över tid finns ett behov av att kunna balansera eventuella obalanser som uppstår. I Sverige har Svenska kraftnät systemansvaret för elektricitet vilket bland annat innebär att de är ansvariga för balansen i nätet under drift. Om en frekvensavvikelse uppstår skall regleringsreserverna aktiveras för att återställa frekvensen till nominell frekvens. Regleringsreserverna brukar delas in i tre stycken nivåer, nämligen primärreglering, sekundärreglering och tertiärreglering. Nedan ges först en introduktion till hur frekvensreglering fungerar och därefter följer en mer noggrann beskrivning av de tre typerna av reserver. Före drift ligger balansansvaret på de balansansvariga aktörerna på marknad, dessa kan till exempel vara elleverantörer. De balansansvariga måste ange vilken produktion respektive konsumtion de väntas ha under kommande dygn. Om de balansansvariga inte lyckas att planera sin kraftbalans och Svenska kraftnät måste aktivera reserverna för att återställa balansen får den aktör som orsakat obalansen betala vad regleringen kostade. Kostnaden beräknas genom så kallad balansavräkning (Energiföretagen Sverige, Oberoende Elhandlare och Svenska kraftnät 2018). För att kunna balansera nätet under drift har Svenska kraftnät i förväg upphandlat reglerreserver. Volymen som krävs för dessa reglerreserver bestäms utav de så kallade N-1 kriteriet. N-1 kriteriet innebär att kraftsystemet skall klara av att vara stabilt även om en stor produktions- eller konsumtionsanläggning skulle falla bort. Vid dimensionering av regleringsreserverna i norden är utgångspunkten det så kallade dimensionerande felet. Det är den största störningen som kan inträffa i det nordiska elsystemet. I norden är kärnkraftsblocket Oskarshamn 3 det största dimensionerande felet som kan uppstå vilket motsvarar 1400 MW. Alltså, det totala reglerbehovet i norden är 1400 MW vilket fördelas ut mellan länderna och för Sverige motsvarar detta 427 MW. Systemet skall också vara helt återställt inom 15 minuter för att klara en lika stor störning till. Reglerreserverna kan bestå utav produktionsanläggningar eller konsumenter som kan anpassa sin elkonsumtion. Den absoluta merparten av det befintliga reglerreserverna och dagens systemtjänster tillhandahålls av vattenkraft i Sverige. Vattenkraft är en mycket effektiv resurs ur såväl ett tekniskt som ett ekonomiskt perspektiv då den tillhandahåller en snabb och billig flexibilitet (Svenska kraftnät 2015). För reserverna skiljer man på uppregleringsförmåga och nedregleringsförmåga. Uppregleringsförmåga är förmåga att öka produktion eller minska förbrukning medan nedregleringsförmåga är förmåga att minska produktion eller öka förbrukning. 8

För att få leverera reserver till Svenska kraftnät krävs det att leverantören uppfyller vissa tekniska krav. Kraven som finns för reglerreserverna gäller bland annat uthållighet, svarstid och repeterbarhet. Dessa begrepp definieras nedan och illustreras i figur 4. Uthållighet definieras av hur länge en viss reglerresurs kan bidra med frekvensreglering (t 2 ) Svarstid eller aktiveringstid är den tid det tar för reglerresursen att aktiveras från tidpunkten då obalansen uppkom (t 1 ) Repeterbarhet är ett mått på hur ofta reglerresursen kan bidra med frekvensreglering. Alltså hur efter hur lång tid reserven kan aktiveras igen efter den aktiverats (t 1 + t 2 ++ eventuell uppladdnings- eller återhämtningstid) Figur 4: Uthållighet och svarstid 2.3.1 Primärreglering Vid en obalans aktiveras först primärregleringen som automatiskt aktiveras för att motverka frekvensavvikelsen. Den primära regleringen består utav två stycken automatiska reserver nämligen en frekvenshållningsreserv för normaldrift (FCR-N) och en frekvenshållningsreserv för störningsdrift (FCR-D). Under normal drift när frekvensen är inom 50 ± 0,1 Hz aktiveras FCR-N för att reglera frekvensen. FCR-N aktiveras automatisk vid en frekvensavvikelse från 50 Hz för att hålla frekvensen stabil inom intervallet 49,9 till 50,1 Hz. Vid större frekvensavvikelser då frekvensen understiger 49,9 Hz aktiveras istället FCR-D. FCR-N aktiveras alltså för att balansera elnätet vid små störningar medan FCR-D ofta används vid större störningar som till exempel bortfall av en stor produktionsanläggning (Svenska kraftnät 2017b). En viktig skillnad mellan dessa två reserver är att FCR-N ska klara av uppregleringoch nedreglering av samma volym medan FCR-D idag enbart behöver klara uppreglering. Därför brukar FCR-N kallas för en symmetrisk reserv och FCR-D för en asymmetrisk reserv. FCR-N är 100 % aktiverad vid 50,1 HZ och vid frekvenser lägre än 49,9 Hz, dvs hela den tillgängliga kapaciteten används då. FCR-D är fullt aktiverad vid 49,5 Hz. 9

I Sverige finns det idag ett volymkrav på att det alltid ska finnas minst 227 MW FCR- N tillgängligt varje timme. Volymen FCR-D beror av det aktuella dimensionerande felet. Då Oskarshamn 3 är i drift är detta det största dimensionerande felet och då upphandlas 427 MW FCR-D varje timme för Sverige (Eriksson 2019). Kravet för FCR-N är också att 63 % av kapaciteten måste kunna vara aktiverad inom 60 sekunder och sedan 100 % inom 3 minuter. För FCR-D ställs ytterligare krav på hur snabbt kapaciteten måste aktiveras, 40 % måste kunna aktiveras inom några få sekunder och 100 % inom 30 sekunder. I tabell 2 visas de tekniska krav som ställs på reserverna idag när det gäller aktiveringstid, uthållighet och minsta kapacitet. Den primära reserven återställs efter 15 minuter igen för att säkerhetsställa att systemet kan klara (N-1) kriteriet (Svenska kraftnät 2018a). Tabell 2: Tekniska krav för primärreglings reserverna (Svenska kraftnät 2018a) FCR-N FCR-D Minsta budstorlek 0,1 MW 0,1 MW Aktiveras automatiskt vid frekvensavvikelse automatiskt vid frekvensavvikelse inom 49,90 50,10 Hz under 49,9 HZ Aktiveringstid 63% inom 60 s och 100 % inom 3 min 50 % inom 5 s och 100 % inom 30 s Volymkrav 227 MW 427 MW Uthållighet minst en timme minst en timme 1 1 Beror på hur kraven tolkas Primärreserverna handlas upp en till två dygn i förväg genom att leverantörerna lämnar bud på vilken kapacitet de kan avsätta. Buden avropas sedan i prisordning och leverantören får sedan betalt för den kapacitet de angivit. För FCR-D får leverantörerna enbart betalt för den kapacitet de angivit medan för FCR-N får de även energiersättning för den energimängd som blev aktiverad under leveranstimmen. För att få leverera reserver på FCR-marknaden måste leverantörerna genomgå en så kallad prekvalificering i samarbete med Svenska kraftnät för säkerställa att alla krav uppfylls (Energimarknadsinspektionen 2016). De olika typerna av reserver kan visulaiseras i figur 5. Figur 5: Frekvensreglering i det svenska elsystemet (Eng och Johansson 2014) 10

2.3.2 Sekundärreglering Den andra typen av reglering är sekundärreglering. Den består av en automatisk frekvensåterställningsreserv (afrr). Efter primärregleringen har frekvensavvikelsen stabiliserats vid en nivå som skiljer från nominell frekvens. Syftet med afrr är att återställa frekvensen till 50 Hz och avlasta FCR så den finns tillgänglig om en ny obalans inträffar. Även denna reserv har ett flertal tekniska krav som måste vara uppfyllda, dessa presenteras i tabell 3. Minsta budvolym för afrr är 5 MW och denna kapacitet ska kunna vara helt aktiverad inom 120 sekunder. Tabell 3: Tekniska krav för sekundärreglings reserverna (Svenska kraftnät 2018a) Minsta budstorlek Aktiveringstid Volymkrav Uthållighet afrr 5 MW 100 % inom 120 s 150 MW minst en timme Reserven afrr infördes 2013 för att förbättra frekvenskvalitén i det nordiska elsystemet. Reserven upphandlas en gång i veckan för kommande vecka och buden avropas i prisordning likt FCR. En leverantör av afrr ersätts både för den upphandlade kapaciteten och för den energimängd som faktiskt aktiveras. Reserven behöver bara kunna reglera i en riktning, alltså kan buden vara gälla antingen upp- eller nedregleringen, och ska klara att vara aktiverad under minst en timme. För tillfället handlas afrr nationellt men de nordiska TSO:erna har som mål att införa en gemensam marknad för afrr inom några år (Energimarknadsinspektionen 2016). 2.3.3 Tertiärreglering Den tredje typen av regleringsreserv är den tertiära reserven. Den består utav tre stycken manuella reserver; manuell frekvensåterställningsreserv (mfrr), effektreserven och störningsreserven. De tertiära reserverna aktiveras manuellt på begäran av Svenska kraftnät (Svenska kraftnät 2019b). Tertiär reserven mfrr avlastar afrr och har också som syfte att återställa frekvensen till 50 Hz. mfrr upphandlas för varje timme på reglerkraftsmarknaden (RKM) som är en marknad som drivs av de nordiska TSO:erna. På RKM lämnas frivilliga bud på upp- och nedreglering från och med 14 dagar innan leverans fram till 45 minuter före leveranstimmen. Minsta budstorlek för mfrr är 10 MW i alla områden förutom i SE4 där volymkravet istället är 5 MW. Dessa ska vara aktiverade inom 15 minuter efter felet inträffade (Energimarknadsinspektionen 2016). Störningsreserven är en reserv som syftar till att stötta systemet kortsiktigt vid stora oförutsedda störningar. Den upphandlas av Svenska kraftnät och består idag utav ett antal gasturbiner som kan balansera systemet under kortare perioder (Svenska kraftnät 2018b). Utöver 11

dessa finns också en så kallad effektreserv som används för att säkerhetsställa effektbalansen de timmar under vintern då elförbrukningen är hög (Svenska kraftnät 2018b). Det är Svenska kraftnät som tillhandahåller effektreserven genom att teckna avtal med elproducenter och stora elförbrukare årligen för perioden november till mars. Den kan bestå utav både förbrukningsreduktion och produktionsökning (Svenska kraftnät 2019a). De tertiära reserverna kommer inte att analyseras vidare i denna rapport. 2.3.4 Svängmassa En annan viktig systemtjänst som blivit allt mer uppmärksammad under senare tid är svängmassa. Svängmassa skapas av synkrongeneratorer som är kopplade till kraftsystemet. Dessa skapar en tröghet till systemet vilket hjälper till att stabilisera snabba frekvensändringar som kan uppstå. Då kraftslag med synkront kopplade generatorer, som exempelvis kärnkraft, avvecklas minskar mängden tillgänglig svängmassa. Detta tillsammans med ökad installation av intermittenta kraftslag har bidragit till att frekvenskvalitén försämrats och efterfrågan på nya snabba reglersreserver ökat. Förnybara kraftslag som vindkraft och solenergi saknar synkrongeneratorer och kan därmed inte bidra med konventionell svängmassa (Svenska kraftnät 2017b). 2.3.5 Vattenkraft som reglerreserv Dagens reglerreserv för FCR och afrr bestående av vattenkraft kommer att redogöras kortfattat här. Vattenkraft är en viktig resurs i Sverige och totalt finns ca 2000 vattenkraftverk. Vattenkraft omvandlar rörelseenergi från strömmande vatten till elektrisk elenergi genom att låta vattnet passera en turbin som driver en generator. Den producerade effekten från ett vattenkraftverk beror bland annat på fallhöjden och den mängd vatten som tillåts passera förbi turbinen. Vattenkraft har förmågan att lagra energi i dammarna för att använda den när den behövs. För att leverera reserver styrs mängden vatten som passerar förbi turbinen och på så vis kan elproduktionen ökas eller minskas vid en frekvensavvikelse. Vid en avvikelse skickas en styrsignal automatisk och inom sekunder justeras produktionen. Den enkla styrningen och de stora volymerna som kan regleras för vattenkraft har historisk gjort den till en uppskattad och billig reglerreserv. (Energimyndigheten 2016) 2.3.6 Analys av frekvensen och den faktiska aktiveringen av reserverna För att få leverera automatiska reserver till Svenska kraftnät krävs det att leverantören garanterar att de kan tillhandahålla reserven under minst en timme eller så länge frekvensavvikelsen faktiskt varar. Den faktiska aktiveringen av reserverna analyserades i Lindgrens studie genom att studera uppmätt frekvensdata från 2018. Figur 6 visar ett varaktighetsdiagram över frekvensen under året baserat på 5 sekunders mätvärden. 12

Figur 6: Varaktighetsdiagram över frekvensen 2018 (Lindgren 2019) Från figuren konstateras att majoriteten av tiden ligger frekvensen inom intervallet 50 ± 0,1 Hz. Enbart i 1,1 % av fallen sjönk frekvensen under 49,9 Hz vilket krävde aktivering av FCR-D. Lindgrens studie uppskattade också hur mycket reserverna i snitt behövde aktiveras under en timme. FCR-N var som mest 90,9 % aktiverad men majoriteten av tiden (97 %) var aktiveringen mindre 60 % under en timme. Frekvensen sjönk aldrig till 49,5 Hz under året dvs. FCR-D behövde aldrig vara 100 % aktiverad som mest var FCR-D aktiverad 5,2 % i snitt under en timme. Lindgrens resultat visar alltså att reserverna aldrig var 100 % aktiverade under en hel timme i sträck under 2018. (Lindgren 2019) 2.4 Tidigare studier Flera tidigare studier har identifierat behovet av nya teknologier som kan leverera systemtjänster för att stabilisera elnätet. I Svenska kraftnäts systemutvecklingsplan fram till 2027 nämns att behovet av systemtjänster från t.ex. energilager och förbrukningsflexibilitet kommer att öka (Svenska kraftnät 2017b). Hittills har undersökningar kring nya teknologier främst utförts i andra länder såsom i Tyskland och Storbritannien där avsaknaden av vattenkraft gjort balanseringen av elnätet dyrare än i Sverige. I Tyskland har till exempel flera praktiska projekt redan utförts för att använda storskaliga energilager och vindkraft för automatisk frekvensreglering (Linder m. fl. 2018). För Sveriges del har intresset för de nya teknologierna fram tills nyligen varit svagt men nu ökar intresset även här och ett par pilotprojekt har utförts (Svenska kraftnät 2018b). Teknologierna som undersöks i rapporten är energilager, vindkraft och förbrukningsflexibilitet. För storskaliga energilager har mycket forskning redan gjorts för att undersöka den tekniska potentialen för att använda dessa för automatisk frekvensreglering. Dessutom har studier gjorts för att se hur energilager påverkas av att användas i detta syfte. Till exempel undersöktes hur batteriers livslängd påverkas av att tillhandahålla frekvensreglering i en studie 13

av Swierczynski m.fl. (Swierczynski m. fl. 2013) medan en annan studie av Thorbergsson m.fl. undersökte vilken ekonomiska potential som finns för storskaliga batterilager för frekvensreglering (Thorbergsson m. fl. 2013). Ett flertal rapporter har studerat vindkraftens möjligheter att stabilisera elnätet. I ett arbete av Alemedia m.fl. studeras hur styrningen av vindkraft kan ske med syftet att fungera som primär frekvensreglering. Utöver det simulerar rapporten hur styrningen klarar av att hantera olika typer av obalanser som kan uppstå (Almeida och Lopes 2005). Men studier på hur stor den faktiska tillgängliga kapaciteten från vindkraft för olika frekvensreglerings reserver är saknas. För förbrukningsflexibilitet har de flesta tidigare studier undersökt potentialen som finns för att flytta last från höglast- till låglastimmar. Detta undersöktes bland annat i en rapport från Energimarknadsinspektionen som skrevs 2016 (Energimarknadsinspektionen 2016). Däremot finns en kunskapslucka när det kommer till att använda förbrukningsflexibilitet för automatisk frekvensreglering. Vidare har få studier gjorts som jämför olika teknologiers potential för att leverera frekvensreglerings reserver. 14

3 Metod och teori I följande avsnitt beskrivs och motiveras metodvalet som används för att besvara arbetets frågeställningar. Vidare ges en beskrivning till arbetets olika delmoment. Arbetet har delats in i fyra delmoment. I det första delmomentet genomförs en litteraturstudie för att kartlägga vad som har gjorts inom detta område tidigare. Nästa moment var att förbereda och genomföra intervjuer med experter inom de olika branscherna och med forskare vid universitetet för att sammanställa den tekniska informationen kring teknologierna. I det tredje delmoment utvecklades modeller för att simulera och beräkna teknologiernas regleringsförmåga och som ett avslutande delmoment analyseras de resultat som tagits fram. En illustration över metoden kan ses i figur 7. Figur 7: Metodaval för examensarbetet 3.1 Förstudie En litteraturstudie genomfördes för att få en bättre förståelse för hur reservmarknaden fungerar idag, vilka teknologier som kan vara av intresse för automatisk frekvensreglering samt vad som har undersöks inom ämnet tidigare. I denna del studerades flertal rapporter kring Svenska kraftnäts balansansvar men även tidigare forskning kring de teknologier som skall undersökas. Under förstudien identifierades vilka teknologier som sannolikt har störst potential och hur dessa skulle fungera för frekvensreglering. Teknologierna som undersöks som potentiella leverantörer av systemtjänsterna är energilager, vindkraft och förbrukningsflexibilitet. Dessa undersöks eftersom Svenska kraftnät identifierat dem som mest intressanta i närtid. För energilager undersöks potentialen för litium-jon batterier, blybatterier och svänghjul medan för förbrukningsflexibilitet undersöks potentialen från värmepumpar i småhus. Vidare diskuteras den potential som finns för förbrukningsflexibilitet i industrier. 3.2 Kartläggning När förstudien var klar genomfördes ett antal intervjuer med personer inom berörda branscher. Samtliga personer som blev intervjuade under detta moment finns presenterade i tabell 4. Syftet med intervjuerna var att få en bättre förståelse för de möjligheter och hinder som finns kopplade till respektive teknologis förmåga att tillhandahålla frekvensreglering. Intervjuerna fungerade också som ett komplement till litteraturstudien vid kartläggningen av teknologierna. Intervjuerna hölls med personer som var insatta i ämnet inom de olika teknologierna och hade visat intresse för reservmarknaden. Intervjuerna var så kallade 15

semi-strukturerade intervjuer. Vid sådana intervjuer har frågor i förhand förberetts men till skillnad från helt strukturerade intervjuer finns det möjlighet att avvika från dessa vid behov. På så sätt kan personen som blir intervjuade få utrymme att ta upp det som denne anser viktigt samtidigt som intervjun begränsas till ämnet (Kvale och Brinkmann 2014). Tabell 4: Sammanställning av de personer som deltagit i intervjuer för examensarbetet Namn Organisation Titel Datum Plats Juan De Santiago Uppsala Docent i teknisk fysik med inriktning 2019-03-01 Uppsala Universitet mot elektricitetslära Martin Fregelius Uppsala Doktorand vid Institutionen för 2019-03-01 Uppsala Universitet teknikvetenskaper, Elektricitetslära Björn Berg Ngenic CEO 2019-03-06 Uppsala Ilari Alaperä Fortum Business Development Manager 2019-03-06 Uppsala Pia Ruokolainen Fingrid Specialist 2019-03-07 Sundbyberg Heidi Uimonen Fingrid Electricity Market Specialist 2019-03-07 Sundbyberg Jonne Jäppinen Fingrid Development Manager 2019-03-07 Sundbyberg Richard Ogiewa Enercon GmbH Sales and grid Engineer 2019-03-13 Sundbyberg Ana Kosareva Enercon GmbH Data Analyst / Project Manager 2019-03-13 Sundbyberg Tomas Björlin- Northvolt Project Manager Battery Systems 2019-03-21 Stockholm Svozil Filip Englund Holmen Energi AB Energy Manager 2019-03-22 Sundbyberg Per Åslund Expektra Director of Marketing and Sales 2019-03-27 Sundbyberg Peter Olofsson Northvolt Technical Account Manager 2019-03-28 Uppsala Kristoffer Simonsson Piller Sales Manager Scandinavia 2019-04-09 Sundbyberg Johan Börje Stockholm Exergi Head of Marketing and Sales 2019-04-16 Sundbyberg Den 2:a april deltog jag och Lindgren på en konferens med temat energismarta datacenter 2. Under konferensen diskuterades bl.a. hur datacenter kan hjälpa till med frekvensreglering av elnätet. Samtal fördes med representanter från Eaton, Banhof, Piller och Stockhlm Exergi. 3.3 Modellering Detta stycke beskriver de modeller som används för att beräkna den tillgängliga kapaciteten för de olika teknologierna. Eftersom teknologierna är väsentligt olika i dess funktion behövdes olika beräkningsmetoder användas för respektive teknologi. 2 https://dcd.events/conferences/energy-smart [2019-05-23] 16

3.3.1 Energilager Batterier För att beräkna vilken kapacitet som finns tillgänglig från batterier idag beräknas först vilken energivolym som finns tillgänglig idag utifrån vad som tagits fram i kartläggningen av teknologierna. Därefter beräknas vilken kapacitet detta skulle motsvara för att klara det tekniska kravet om uthållighet för de olika automatiska reserverna. Två samband som används för beräkningarna är ekvation 1 och 2. E Batteri = P Batteri t (1) SOC = Tillgänglig kapacitet Nominell kapacitet (2) Där SOC (State Of Charge) 100 % innebär att batteriet är fulladdat och 0 % innebär att batteriet är helt urladdat. SOC är en viktig parameter för att kunna leverera reserver. Om befintliga batterier i t.ex. UPS system används bör SOC vara enligt figur 8 för att kunna leverera så stor kapacitet av reserverna som möjligt. Genom att ha batteriet i UPS systemet 100 % laddat kan de leverera maximalt av kapaciteten för uppreglering medan för FCR-N som måste kunna leverera lika mycket upp som nedreglering är det istället optimalt att ligga på SOC 50 %. Figur 8: Ideal SOC för de olika reserverna. Dvs. SOC 100 % för FCR-D (och afrr upp), 50% för FCR-N och 0 % för afrr ner Svänghjul Eftersom det i dagsläget inte finns någon omfattande användning av svänghjul som kan användas för frekvensreglering i Sverige gjordes därför en case studie. Detta för att beräkna hur svänghjul skulle behöva dimensionernas för att kunna möta de volym- och uthållighets krav som ställs för att få leverera reglerreserver. Beräkningarna utgick ifrån det enkla sambandet mellan energi och effekt (se ekvation 3). E Svänghjul = P Svänghjul t (3) 17

3.3.2 Förbrukningsflexibilitet Förbrukningsflexibilitet från hushålls värmepumpar För att simulera uthålligheten och den tillgängliga kapaciteten för förbrukningsflexibiliteten från värmepumpar sattes en modell upp i Simulink. I detta avsnitt beskrivs modellen som användes för simuleringarna och de parametrar som används. Modellen och ekvationerna bygger på en lastmodell som tagits fram av Sandels och simulerar värmeeffektbehovet från värmepumpen i en standardvilla i Sverige under ett år (Sandels 2016). Modellen bestämmer värmeeffektbehovet från värmepumpen genom att simulera värmebalansen i villan. Syftet med värmepumpen är att hålla temperaturen inomhus vid en viss temperatur. Värmepumpen överför värme från en värmesänka med låg temperatur till husets högre temperatur vilket kräver att ett arbete utförs i form av tillförsel av elektrisk energi. Köldmediet inuti värmepumpen absorberar värme i en förångare och komprimeras sedan genom en kompressor vilket får temperaturen att stiga. Den värmen kan sedan överföras till byggnaden via en värmeväxlare. (Muhssin m. fl. 2018) Uppvärmningsbehovet regleras genom att låta inomhustemperaturen hållas konstant vid en förutbestämd referenstemperatur, T ref som kontrolleras av en termostat i huset. Tillförseln av värmen sker förutom genom värmepumpen genom tre processer; (1) genom solinstrålning Q sol, (2) genom boende i huset Q boende och (3) genom värmestrålning från elektrisk utrustning Q el. Solinstrålningen tillför värme till huset genom fönsterna och värmeeffekten som tillförs beror på arean på fönsterna (A fönster ), solinstrålningen mot en vertikal yta (P sol ) och solfaktorn (g). Värmen som tillförs huset via fönstrena bestäms av ekvation 4. Q sol = P sol g A fönster (4) De boende i huset tillför värme då de befinner sig i huset genom sin metabolism. Q boende bestäms utav hur många (N boende ), hur lång tid de befinner sig i huset (X boende ) och hur mycket värme varje individ utstrålar (P boende ), se ekvation 5. För värmen från elektriska apparater användes ett standardvärde på att 70 % av den hushållselektriciteten som används omvandlas till värme (Boverket 2007). Q boende = N boende P boende X boende (5) Därtill förloras värme från huset genom så kallade transmissionsförluster Q tran och ventilationsförluster Q vent. Transmissionsförluster sker genom byggnadens yttre skal till omgivningen när utomhustemperaturen är lägre än referenstemperaturen i huset. Denna förlust beror på isoleringskonstanten Λ tran som definieras enligt 6. Λ tran = U i A i (6) Där U i är värmegenomgångskoefficient för varje byggnadskomponent och A i är motsvarande area. U i och A i har satts till standardvärden för ett hus i Sverige och kan ses i tabell 19 18

och 20 i Appendix. För ventilationsförlusterna går värmeeffekt förlorad vid ventilationen av huset. Storleken av denna förlust beror av Λ vent som bestäms utav ekvation 7. Λ vent = V b N vent C p,luft (1 α rc ) (7) Där V b är den totala inomhus volymen för huset, N vent är den hastighet som luftutbytet sker med, C p,luft är luftens värmekapacitet och α rc är den så kallade värme återvinningsfaktorn för ventilationssystemet alltså hur mycket av värmen som kan återvinnas. Från Λ tran och Λ vent kan den totala värmeförlusten beräknas genom ekvation 8. Q förlust = (T inne (t) T ute (t))(λ tran + Λ vent )) (8) De ovan nämnda värmeflödena kommer att påverka vad inomhus temperaturen i huset blir. Detta samband beskrivs av ekvation 9. T (t + 1) = T (t) + Q värmepump + Q sol + Q boende + Q el Q förlust τ(λ tran + Λ vent ) (9) Detta samband beskriver alltså vad temperaturen kommer bli i nästa tidsögonblick beroende på vad temperaturen är, värmeflödena genom huset och husets termiska egenskaper. τ är byggnadens tidskonstant och mäts i timmar. Denna konstant beskriver vilken värmetröghet huset har eller vilken värmemängd som kan lagras i husets massa. En vanlig villa har en tidskonstant på mellan 1-4 dygn (Boverket 2012). Genom att inomhustemperaturen alltid skall hållas kring sitt referensvärde i modellen kontrolleras Q värmepump för att uppfylla detta. Utöver värmetillförseln för uppvärmningen av huset tillkommer även uppvärmning av varmvatten som utgör en femtedel av värmebehovet (Energimyndigheten 2017b). Utifrån riktlinjer från Boverket över hur en villa i olika klimatzoner och i denna storleksklass bör dimensionera sin värmepump går det att ta fram hur stor del av tiden värmepumpen är aktiverad beroende på utomhustemperaturen och därmed hur stor effekt som skulle finnas tillgänglig för att leverera reserver vid olika temperaturer. Vanliga värmepumpar har två driftslägen; de är antingen på eller avslagna och det är utomhustemperaturen som avgör hur stor del av tiden de påslagna (aktiverade). För FCR-D och afrr uppreglering kan andelen aktiverade värmepumpar stängas av för att reglera upp frekvensen vilket ger dess tillgängliga effekt. Om många värmepumpar aggregeras kommer det i varje tidsögonblick finnas en viss effekt aktiverad beroende på utomhustemperatur. Uppreglering sker dels genom att aktiverade värmepumpar stängs av och dels genom att värmepumpar som skulle slagits på hålls avstängda. Nedreglering av frekvensen görs genom att starta igång värmepumparna dvs. afrr nedreglering har störst tillgänglig kapacitet då andelen aktiverade värmepumpar är låg. För FCR-N som behöver kunna reglera lika stor effekt upp som ned och alltså måste kunna både stänga av och starta igång värmepumpar för att reglera frekvensen blir den tillgängliga kapacitet det minsta värdet utav upp- och nedregleringsförmågan. Detta skalas sedan upp för att se den potentiella kapaciteten som skulle finnas tillgänglig i de olika elområdena under ett år. Modellen verifieras mot vad 19

uppvärmningsbehovet för en genomsnittlig villa med värmepump av denna storlek var i Sverige under motsvarande år. För att simulera vilken uthållighet som denna teknologi kan tänkas ha simuleras hur länge en värmepump kan klara att vara avstängd utan temperaturen sjunker till sådana nivåer att inomhuskomforten påverkas. För simuleringarna används klimatdata från SMHI för åren 2017 och 2018 för fyra olika platser i Sverige. Platserna är representativa för de elområden de befinner sig i. 3.3.3 Vindkraft I detta stycke presenteras modellen som använts för att ta fram den tillgängliga kapaciteten från vindkraften i Sverige. Först undersöks potentialen för ett enskilt vindkraftverk genom att simulera dess produktion under ett år och därefter analyseras den tillgängliga kapaciteten för respektive elområde genom att utgå från den faktiska vindkraftsproduktionen under ett år. Den producerade effekten från ett vindkraftverk ges av ekvation 10. Där: P vind : Producerad effekt från ett vindkraftverk ρ : Luftens densitet A turbin : Area för turbinbladen U: Vindhastigheten C p : Aerodynamisk effektkoefficient P vind = 1 2 ρa turbinu 3 C p (10) I normalfallet saknar vindkraft uppregleringsförmåga. För att därför kunna leverera systemtjänster som reglerar upp frekvensen krävs det att den uttagna effekten från kraftverket hålls vid en lägre nivå, generellt 90 % av totala tillgängliga effekten. Detta är ett standardvärde som används inom branschen och motiveras ytterligare i kartläggningen. De övriga 90 % säljs på Nord Pool och kan därmed inte används för att leverera reserver. Det innebär att 10 % av den maximala effekten kan användas för FCR-D. För FCR-N som behöver kunna leverera en symmetrisk produkt kan enbart 5% av den maximala producerade effekten användas. afrr har två separata produkter, en för nedreglering och en för uppreglering. För uppregleringen finns precis som för FCR-D 10 % av maximal produktion tillgänglig medan för nedregleringen hela den producerade effekten användas för nedreglering. Tillgänglig kapacitet från ett befintligt vindkraftverk fås genom att utgå ifrån uppmätt vinddata för platsen där vindkraftverket är lokaliserat och verkets tekniska egenskaper. För rapporten användes vindkraftverket Näsudden som utgångspunkt. Vid Näsudden låg ett av 20

Sveriges första vindkraftverk och det finns mycket data att tillgå om verket (se tabell 21 i Appendix). Idag finns här cirka 100 verk där varav Vattenfall äger 8 av dem (Vattenfall 2019). Den uppmätta vinddatan från SMHI mättes vid en höjd på 10 meter. För att ta fram vad vindhastigheten var vid turbinhöjden användes den s.k. logaritmiska lagen (se ekv. 11). U 2 = U 1 ln( h 2 z 0 ) ln( h 1 z 0 ) (11) Där: U 1 : U 2 : z 0 : h 1 : h 2 : Vindhastigheten vid höjden h 1 m Vindhastigheten vid höjden h 2 m Vindskjuvningen (konstant för variation av vindhastigheten i höjdled) Mäthöjd Turbins navhöjd Modellen över det enskilda vindkraftverket verifierades genom att jämföra den totala simulerade elproduktionen [MWh] med den faktiskt uppmätta elproduktionen samma år. För att se hur tillgängligheten för vindkraften varierar över året i de olika elområdena jämförs den installerade effekten med den producerade effekten under ett år (se ekvation 12). Detta för att identifiera eventuella säsongsvariationer. Här används data från Svenska kraftnät över den uppmätta vindkraftsproduktionen varje timme under 2017 och 2018. x tillgänglighet = Producerad effekt Installerad effekt Vindkraft har ingen begränsning gällande uthållighet, förutsatt att vindhastigheten är tillräckligt hög kan reserver tillhandahållas. För att istället undersöka vindkraftens uthållig- het studerades hur stor skillnaden i produktion är mellan två efterföljande timmar. Den totala tillgängliga kapaciteten för varje timme blir alltså den lägsta produktionen som sker under timmen. Detta för att kunna garantera att samma kapacitet kan levereras under en hel timme. (12) 21

4 Kartläggning av teknologierna 4.1 Energilager Energilager är en tänkbar teknologi som har potential att leverera systemtjänster till elnätet. Detta stycke sammanfattar den teknologin som finns tillgänglig idag och hur teknologin kan fungera som frekvensreglering. 4.1.1 Batteri En typ av energilager som undersöks i studien är batterier. Batterier består av två (eller flera) elektroder inneslutna i en behållare som skiljs åt av en elektrolyt. Batterier lagrar energi elektrokemiskt där elektrisk energi omvandlas till kemisk energi via kemiska reaktioner vid elektroderna. När batteriet laddas ur överförs elektroner från elektrolyten till en av batteriets elektroder medan joner vid den andra elektroden avger elektroner. Det omvända gäller för uppladdning av batteriet (Luo m. fl. 2015). Batterier kan tillhandahålla reglerreserver på flera sätt. Antigen genom att som förbrukare anpassa uppladdningen av batteriet. Alltså genom att stoppa uppladdningen, och minska konsumtionen, för att höja frekvensen eller börja ladda batteriet och därmed reglera ner frekvensen. Eller genom att batteriet fungerar som en producent och kan injicera elektricitet till nätet för att reglera frekvensen. Idag får en leverantör av reserver inte både vara en förbrukare och en producent av elektricitet (Svenska kraftnät 2018a). Batteriindustrin har under den senaste tiden expanderat och det existerar idag många olika sorters batterier. De mest kända är bly-batterier, nickel-cadmium, litium-jon, natrium/sulfat, zink/brom, vanadadium-redox och nickel-metal hybrid batterier (Luo m. fl. 2015). Beroende på deras olika kemiska sammansättning har de olika egenskaper och lämpar sig därför bäst för olika ändamål. I projekt kopplade till frekvensreglering är det oftast litium-jon batterisystem som har undersökts vilket kan ses i tabell 5. Tabell 5: Andel av det totala antalet batteriprojekt för frekvensreglering (över 1 MW) per batterityp (Thom 2018) Batteri typ [%] Litium-jon 78,3 Natrium-Sulfat 8,9 Bly 8,3 Vanadium-flödesbatteri 3,2 Övrigt 1,3 Till skillnad från bly-batterier, som fortfarande är den vanligaste typen av batteri som används, har litium-jon batterier hög cyklingsförmåga och både hög effekt- och energidensitet. Fördelen med att litium-jon batterier både har hög energi- och effektdensitet gör att 22

den lämpar sig väl för frekvensreglering. Dessutom tar litium-jon upp mindre plats och har snabbare svarstid än andra batterier (Luo m. fl. 2015). De tekniska egensaker för litium-jon batterier presenteras i tabell 6. Värt att notera är att svarstiden för batterier är betydligt snabbare än vad som krävs för att få leverera reserver. Hur många cykler ett batteri klara av beror mycket på hur batteriet används. Om urladdningen sker med fullständiga cykler varje gång håller batteriet kortare tid än om batteriet laddas ut med mindre djupa cykler (Olofsson 2019). Tabell 6: Tekniska egenskaper för Li-jon batterier (Luo m. fl. 2015) (IVA 2015) Egenskap Värde Svarstid millisekunder Verkningsgrad 90-97 % Antal cykler 1000-10 000 Passande lagringstid minuter timmar Eftersom blybatterier fortfarande är den absolut vanligaste typen av batteri på marknaden idag lyfts även denna upp här. Blybatterier har som tidigare nämnts sämre cyklingsförmåga än t.ex. litium-jon vilket gör att den inte lämpar sig lika bra för frekvensreglering. Det går t.ex. inte att använda blybatterier för FCR-N eftersom att den är aktiverad så pass ofta och kräver att batteriet bara är delvis uppladdat. Däremot finns det potential att använda blybatterier för FCR-D då den aktiveras mer sällan (Vihersalo 2019). Blybatterier har precis som litium-jon snabb svarstid och kan aktiveras efter ett par millisekunder. Det tar upp relativt stor plats vilket gör att de passar bäst för stationära ändamål (Luo m. fl. 2015). Ytterligare tekniska egenskaper för blybatterier presenteras i tabell 7. Tabell 7: Tekniska egenskaper för blybatterier (Luo m. fl. 2015) (IVA 2015) Egenskap Värde Svarstid millisekunder Verkningsgrad 63-90 % Antal cykler 500-1800 Passande lagringstid minuter timmar En svårighet med att använda batterier för FCR-N är att de måste kunna reglera i två riktningar vilket innebär att batterierna måste ligga på 50 % av kapaciteten hela tiden. Kapaciteten som krävs för att därmed klara volymkraven är mycket stor (De Santiago och Fregelius 2019). Därtill visar historisk data att frekvensen tenderar att ligga under 50 Hz i genomsnitt, vilket också försvårar hanteringen av batteriets laddningsnivå och batteriet riskerar att ladda ur (Börje 2019). Se muntliga källor i referenslistan 23

Urladdningen av batterier sker med relativt konstant spänning tills den når en laddningsnivå då batteriet drabbas av ett stort spänningsfall (Barua m. fl. 2015). Oftast kan inget enskilt batteri användas för möta de volymkrav som finns utan ett system måste med flera moduler serie- eller parallellkopplade måste användas, dessa kallas BESS (Battery Energy Storage Systems). Kostnaderna för litium-jon batterier är fortfarande höga men redan idag har flera länder testat teknologin för frekvensreglering. Till exempel i New York finns ett storskaligt Lijon batterilager (8MW/2MWh) med enda syfte att bidra med frekvensreglering (Luo m. fl. 2015). Ett annat exempel på ett BESS för frekvensreglering är Hornsdale Power Reserve i Australien. Detta är världens största BESS med en total kapacitet på 100 MW och av dessa används 70 MW för frekvensreglering. Systemet har varit i drift sedan 2017 och har visat sig fungera väl. Vid ett tillfälle lyckades batterisystemet rädda elsystemet från kollaps då ett kolkraftverk plötsligt kopplades bort från elnätet (Fitzgerald Weaver 2017). Priserna på litium-jon batterier har sjunkit med 85 % sedan 2010 och priserna väntas fortsätta sjunka framöver också vilket kan leda till att storskaliga batterisystem likt dessa kan bli vanligare (Goldie-Scot 2019). Att använda ett storskaligt BESS system enbart för frekvensreglering är idag oftast för dyrt. Därför undersöks här potentialen att använda batterier som redan används i andra syften till att också kunna leverera reglerreserver. Några sådana exempel är att använda batterierna i elbilar eller att använda batterierna i olika UPS system. Dessa system använder batterier som en back-up för eventuella störningar som kan uppstå på elnätet. Svenska kraftnät ser en stor potential hos UPS system i serverhallar att leverera reserver och gjorde 2018 ett pilotprojekt tillsammans med Fortum för att se hur just energilager i olika serverhallar kan leverera FCR- D (Svenska kraftnät 2018b). För att säkerhetsställa driften av serverhallen är UPS systemen kraftigt överdimensionerade under normal drift. Det är enbart överkapaciteten för dessa UPS system som kan användas för att leverera frekvensreglerings reserver då resterande kapacitet behövs av serverhallen själv under kritiska timmar (Alaperä, Honkapuro och Paananen 2018). Resultatet från Svenska kraftnäts projekt visade att de fanns en teknisk potential för detta och att systemet uppfyllde de tekniska kraven som ställs för FCR-D. Ett problem som identifierades vid pilotprojektet var dock att UPS systemet direkt efter frekvensregleringen började ladda upp energilagret igen vilket kan påverka kraftsystemet negativt (Svenska kraftnät 2018b). I pilotprojekt användes blybatterier. Blybatterier är den vanligaste typen av batterier i UPS system idag p.g.a. dess låga kapitalkostnad. Antalet cykler är begränsat men för UPS system som normalt sett inte är avsedda för kraftig cykling är detta inte något problem. Dessa kan p.g.a. begränsad cyklingsförmåga enbart användas för FCR-D alternativt afrr uppreglering om flera system aggregeras. Om batterierna skulle ersättas med litium-jon batterier skulle UPS systemen även kunna användas för FCR-N. Däremot kommer det inte att bli aktuellt att använda 24

batterier i UPS system för afrr nedreglering då det innebär att batteriet delvis står urladdat och därmed inte kan uppfylla sin huvudsakliga back-up funktion. Hur mycket överkapacitet som finns tillgängligt från UPS systemen skiljer sig mellan olika serverhallar men den kan vara så hög som 50 % av lasten (Alaperä, Honkapuro, Tikka m. fl. 2018). Denna studie antagit en överkapacitet på 25 % av lasten för beräkningarna vilket bedöms vara ett typiskt scenario. Typiskt ska UPS systemet också klara av att försörja serverhallen med elektricitet i 10 minuter (Alaperä, Honkapuro och Paananen 2018). Om störningen varar längre än 10 minuter startar serverhallen igång dieselmotorer för att skydda mot strömavbrott. Det finns ingen aktuell statistik på hur många serverhallar som finns i Sverige eller vilken effekt dessa drar. År 2013 uppskattades det att datacenter i Sverige hade en installerad effekt på 150 MW (IVA 2016). Totalt fanns vid den tidpunkten ca 135 st serverhallar som var större än 0,3 MW (Lind m. fl. 2016). Från 2013 har industrin för serverhallar vuxit och bland annat har Facebook öppnat ett datacenter i Luleå med en total installerad effekt på 120 MW (Alpman 2012). Ökningen förväntas fortsätta och IVA har gjort uppskattningar om att 2020 kommer serverhallar konsumera 1000 MW bara i Sverige (IVA 2016). 4.1.2 Svänghjul Ett svänghjul ett energilager som lagrar kinetisk energi mekaniskt i roterande massor. Mängden kinetisk energi som kan lagras i svänghjulet är proportionell mot rotationshastigheten och tröghetsmomentet. Svänghjul består av en cylinder med ett skaft som kan rotera med hög hastighet inuti en robust behållare. Rörelseenergin överförs till och från svänghjulet via en elektrisk maskin som både kan fungera som motor eller generator beroende på situation. Svänghjulet är placerad i vakuum för att minimera friktionsförlusterna från luften och har magnetiska lager för samma syfte. Låg friktion är nödvändigt för att uppnå hög hastighet och små energiförluster. Den elektriska maskinen består av en rotor och en stator. Som en motor överförs elektrisk energi från statorlindningarna till ett vridmoment som accelerera rotorn och rörelseenergin ökar. När den sedan används som en generator, omvandlas den lagrade kinetiska energin i rotorn tillbaka till elektrisk energi igen genom att anbringa ett vridmoment (Bolund, Bernhoff och Leijon 2007). Detta gör det möjligt för svänghjul att både injicera och konsumera elektricitet från elnätet och därmed kunna leverera reglerreserver för både upp- och nedreglering av frekvensen (Eyer och Corey 2010). Redan idag finns några kommersiella svänghjul som används för frekvensreglering. I New York finns ett 20 MW system som levererar cirka 10 % av New Yorks totala behov av frekvensreglering. Systemet har en uthållighet på 15 minuter och består av 200 svänghjul från Beacon Power. (Yulong m. fl. 2017). Några tekniska parametrar för svänghjulen som används där illustreras i tabell 8. 25

Tabell 8: Tekniska egenskaper för Beacon Powers svänghjul i New York (Beacon Power 2019) Egenskap Kapacitet Energiinnehåll Urladdningstid Värde 100 kw 25 kwh 15 min Svänghjul har flera egenskaper som gör att den lämpar sig bra för att användas till frekvensreglering. Till exempel har de hög effektdensitet, snabb svarstid och kort uppladdningstid. Förutom detta är svänghjulet uppskattat för att den nästan inte alls degraderas under en laddningscykel vilket gör att livslängden är väldigt lång. Den använder dessutom miljövänliga material och går enkelt att skala upp utefter applikation (Bolund, Bernhoff och Leijon 2007). De tekniska egenskaperna finns presenterade i tabell 9. Tabell 9: Tekniska egenskaper för svänghjul (Luo m. fl. 2015) Egenskap Värde Svarstid millisekunder Verkningsgrad 90-95 % Antal cykler 20 000 + Passande lagringstid sekunder - minuter Ett problem med att använda svänghjul för frekvensreglering är dess begränsade uthållighet. Följaktligen kan de enbart leverera en hög effekt under en begränsad tid och därför brukar svänghjul ibland kallas för ett effektlager snarare än ett energilager. För att komma upp i uthållighetskraven skulle det krävas många svänghjul. En alternativ lösning är att svänghjul används i kombination med någon annan teknik som t.ex. batterier. Då kan svänghjulet stabilisera de snabbaste frekvensändringarna medan batteriet de långvariga. Införandet av en snabbare reserv t.ex. FFR (Fast Frequency Response) är också något som diskuteras idag och för detta syfte skulle svänghjul passa mycket bra (De Santiago och Fregelius 2019). 4.2 Förbrukningsflexibilitet Traditionellt sett har kraftsystemet balanserats från produktionssidan men i framtida elsystem kommer konsumtionsidan bidra till balanseringen. Förbrukningsflexibilitet brukar definieras som ett verktyg för att förflytta elanvändningen hos slutkonsumenterna i tid för att bättre matcha utbudet på elektricitet med efterfrågan. Kunden kan då manuellt eller automatisk öka eller minska sin elkonsumtion. Förbrukningsflexibilitet kan delas in i tre stycken kategorier beroende på hur de styrs. Den första kategorien är att förbrukningen styrs via elpriset. På så vis kan konsumenten minska sin förbrukning när priset är högt och sedan öka den när priset är lägre. En annan variant är Se muntliga källor i referenslistan 26

förbrukningsflexibilitet som automatisk frekvensreglering då kan styrs förbrukningen utefter nätfrekvens för att balansera systemet. Den sista kategorien är att förbrukningsflexibilitet kan bidra med manuell frekvensreglering. Den vanligaste kategorin idag är att konsumtionen styrs utifrån en prissignal (Albadi och El-Saadany 2008). I praktiken kan förbrukningsflexibilitet se ut på många olika sätt och kan innebära reglering av förbrukningen i allt ifrån elintensiva industrier till värmepumpar i hushåll. För att tekniken skall fungera krävs kontinuerlig övervakning av förbrukningen och utrustning som kan mäta och styra denna förbrukning (Energimarknadsinspektionen 2016). För att kunna bidra med automatisk frekvensreglering krävs det att elanvändningen går att styra automatisk vilket kräver att systemet har en viss tröghet. Ett exempel på ett system med stor tröghet är värme- och kylsystem som därför har blivit en av de mest aktuella teknologierna för automatisk frekvensreglering. För hushåll är det främst om apparater så som är kylar, frysar, direktverkande elvärme och värmepumpar som kommer kunna bidra med förbrukningsflexibilitet. Intresset för att leverera förbrukningsflexibilitet har även blivit större inom vissa industrier som ser det som en möjlighet att minska sin elräkning (Energimarknadsinspektionen 2016). Denna rapport kommer fokusera på förbrukningsflexibilitet inom små hushåll med värmepumpar och förbrukningsflexibilitet inom industrier. Expektra har utformat en prototyp till en plattform för att hantera förbrukningsflexibilitet men ännu inte satt den till verket. De menar att det än så länge inte finns någon fungerande marknad för förbrukningsflexibilitet och att det inte funnits tillräckliga incitament att utnyttja flexibiliteten. Det har också varit svårt för flexibla förbrukare att se vilken ekonomisk potential som finns på reservmarknaden. (Åslund 2019) 4.2.1 Hushållsvärmepumpar Hushållens värmepumpar kan leverera reserver genom att låta en aggregator styra uppvärmningen automatiskt. Aggregatorn tecknar avtal med ett flertal elkunder för att samla ihop deras individuella flexibilitet till större volymer och därmed kunna bjuda in bud till reservmarknaden. Genom aggregatorer kan de begränsningar som kan finns på t.ex. minsta budvolym övervinnas. För att kunna använda hushållens värmepumpar som en reserv kommer en sådan aggregator att krävas då flexibiliteten från en enskild kund inte uppfyller kraven. Aggregatorn kommer också att krävas för att underlätta kommunikation och budgivningen på marknaden. I tidigare studier som gjorts har det konstaterats att villors uppvärmning kan styras under flera timmar utan att inomhuskomforten märkbart påverkas. Tillgänglighet från värmepumparna beror på när uppvärmningsbehovet finns och alltså indirekt på utomhustemperaturen. (Energimarknadsinspektionen 2016) Elvärme är den vanligaste uppvärmningsformen i småhus i Sverige. Till detta räknas både Se muntliga källor i referenslistan 27

direktverkande el och värmepumpar. Den vanligaste typen av värmepump i småhus idag är luftvärmepumpen. Från Energimyndighetens statistik har antalet värmepumpar per elområde kunnat räknas fram (se tabell 10). Detta är hushållen som enbart har värmepump som enda uppvärmningssätt och alltså inte värmepump i kombination med någon annan uppvärmningsform (Energimyndigheten 2017a). Tabell 10: Antal värmepumpar per elområde Egenskap Antal [st] SE1 28 000 SE2 71 000 SE3 418 000 SE4 184 000 Totalt 701 000 Förbrukningsflexibilitet från hushålls värmepumpar är något företaget Ngenic arbetar med. Deras teknik syftar idag till att bidra proaktivt med frekvensreglering snarare än reaktivt. En av anledningarna till detta är att de för tillfället inte uppfyller kraven på svarstiden som finns för att leverera automatiska reserver. Deras teknik har en svarstid på 5 till 15 minuter vilket beror på att de vill undvika att snabbstoppa värmepumparna eftersom detta kan innebära extra slitage. Istället för att snabbstoppa värmepumparna låter de dem köra klart sin pumpcykel innan de stängs av. Styrningen sker helt automatiskt och kan ske utifrån frekvensen. Enligt deras beräkningar kan deras teknik styra 2-3 kw från varje villas värmepump under en vinterdag (Berg 2019). Svarstiden för en enskild värmepump uppfyller alltså inte de tekniska kraven som ställs av Svenska kraftnät för de automatiska reserverna. Däremot har andra studier visat att aktiveringstid för ett stort aggregerat uppvärmningsbehov kan ske momentant (Nyholm m. fl. 2016). 4.2.2 Industrier Förbrukningsflexibilitet kan också utnyttjas från elintensiva industrier. Idag finns det inga industrier som levererar automatiska reserver till Svenska kraftnät men intresset har ökat under senare tid. En av drivkrafterna till att intresset ökar är att industrier ofta har höga elkostnader och genom att erbjuda sin flexibilitet till reservmarknaden ser de potentialen att minska dessa. Sverige har en väldigt elintensiv industri och elanvändningen ökar i takt med att oljeanvändningen inom industrin går ner. Under 2017 använde industrin 50 TWh elektricitet vilket motsvarar 34 % av Sveriges elanvändning. Mest elektricitet används inom massa- och pappersindustrin (Ekonomifakta 2019). Den tekniska potentialen för förbrukningsflexibilitet från industrin har uppskattats till att vara uppemot 2000 MW. På grund av att många av industriprocesser har ställtider och kan få ökat slitage om de stoppas för snabbt är det inte säkert att all denna flexibilitet är tillgänglig Se muntliga källor i referenslistan 28

för de snabba automatiska reserverna (Energimarknadsinspektionen 2016). För att kunna leverera automatiska reserver är det framförallt processer med inneboende värmetröghet eller buffertkapacitet som lämpar sig bra. Expektra har gjort ett flertal studier där de undersökt förbrukningsflexibilitet från industrier. De har identifierat flera möjliga processer som skulle kunna leverera reserver till Svenska kraftnät så som pappersmassaindustrin, stålverk, elektrolys, sågverk eller övriga industrier med någon form av kompressorer eller elpannor (Åslund 2019). Men många industrier i Sverige är fortfarande oroliga att genom att buda in kapacitet till reservmarknaden störs produktionen och kvalitén blir försämrad (Energimarknadsinspektionen 2016). Vidare kan det administrativt jobbigt för industrier att varje dag behöva lämna in bud till reservmarknaden (Åslund 2019). I Finland består en stor del av de primära reserverna av förbrukningsflexibilitet från industrier. Under 2018 hade de 4 MW FCR-N och 430 MW FCR-D från förbrukningsflexibilitet på marknaden (Fingrid 2019). För FCR-D kommer majoriteten av denna kapacitet från industrier. I Finland har de flesta industrierna prekvalificerats för FCR-D eftersom den är asymmetrisk och därmed enklare att hantera då de enbart behöver kunna koppla bort lasten vid en frekvensavvikelse. Dessutom har FCR-D generellt aktiverats vid färre tillfällen än FCR-N vilket innebär en mindre påverkan på industriprocesserna. (Jäppinen, Ruokolainen och Uimonen 2019). Finland har likartad industri som Sverige, med mycket pappersmassaindustri och stålverk etc., och totalt var elkonsumtionen för den finska industrin 31 TWh under 2017 (Statistikcentralen 2019). I Finland har det bara varit tillåtet för industrier att medverka på FCR marknaden sedan 2017 och alltså prekvalificerades 430 MW FCR-D inom ett år efter marknaden öppnade. Skulle samma utveckling ske i Sverige med en industrisektor som kräver 1,6 gånger så mycket elektricitet som den finska skulle det motsvara en tillgänglig kapacitet för FCR-D på 690 MW redan nästa år. Holmen är en skogskoncern i framförallt Sverige med flera olika typer av industrier bland annat sågverk, pappers- och kartongproduktion (med egen massatillverkning på färska träfibrer). De har identifierat flera processer som potentiellt kan leverera reserver till Svenska kraftnät. T.ex. genom att styra elpannor, ångackumulatorer, fläktar och sågar. Eftersom dessa processer skiljer sig mycket åt och har olika tekniska egenskaper passar de för olika typer av reserver. En del av processerna är enklare och snabba vilket gör att de räknar med en svarstid på ca 5-30 s och en uthållighet på minst en timme. Vilket alltså skulle uppfylla kraven för att få leverera FCR och afrr. Deras processer är igång alla timmar under året bortsett från någon dag om året då de har underhållstopp. Därför skulle deras reserver vara tillgängliga hela året runt. Den totala kapaciteten från Holmen är svår att bestämma men de uppskattar t.ex att det finns en kapacitet på 5-10 MW att utnyttja från varje ackumulator. (Englund 2019) Se muntliga källor i referenslistan 29

4.3 Vindkraft Under senare tid har potentialen för att använda vindkraft för frekvensreglering blivit allt mer omdiskuterat. I takt med att mer intermittent kraft installeras och att reglerbehoven väntas öka så har vindkraftindustrin blivit mer intresserade av att hjälpa till och stabilisera näten. Både forskningen och ett flertal pilot projekt har lyckats visa att det finns en tekniska potentialen för vindkraften att leverera reserver (Linder m. fl. 2018). I nätkoderna som ENTSO-E (European Transmission System Operators of Electricity) har tagit fram står det dessutom att det i framtiden kommer att finnas krav på att nyproducerad vindkraft skall kunna bidra med reglerreserver (Svenska kraftnät 2013). I Sverige har mängden installerad vindkraft ökat under senare tid. Tabell 11 visar hur mycket som fanns installerad år 2017 i respektive elområde. Störst installerad effekt fanns i SE2 följt av SE3. Ett genomsnittligt vindkraftverk i Sverige var 2017 cirka 2,5 MW (Energimyndigheten 2018b). Tabell 11: Vindkraften i Sverige 2017 (Energimyndigheten 2019) Elområde Installerad effekt [MW] Antal verk [st] SE1 523 236 SE2 2347 915 SE3 2120 1260 SE4 1621 965 För vindkraft är det framförallt intressant att leverera nedreglering av frekvensen dvs. att vid en frekvensavvikelse minska elproduktionen. Idag kan ren nedreglering enbart levereras för afrr. För att kunna tillhandahålla FCR-D krävs det att vindkraften kan öka produktionen vid en obalans och för att tillhandahålla FCR-N måste de kunna leverera lika mycket uppsom nedreglering. Primärreglering (FCR-D och FCR-N) från vindkraft har undersökts i flera projekt då vindkraftsproduktionen sätts till en lägre nivå än den maximala tillgängliga effekten. Då skapas en effektmarginal som kan användas för uppreglering av frekvensen. Genom att ligga under maximal produktion förloras intäkter från elproduktionen och därför måste ersättning för att leverera reserver vara högre än priset på elektricitet och elcertifikat för att detta ska bli aktuellt (Linder m. fl. 2018). Det finns två metoder för att styra att uteffekten från vindkraft ligger under den maximala effekten och det är genom; rotor speed control och pitch angle control (Bao och Li 2014). Normalt sett styrs vindkraftverk för att maximera effektuttaget från vinden genom att ha en så kallad MPT (maximum power tracker). Den optimerar effektuttaget genom att ändra vinkeln på bladen (pitch vinkel) för olika vindhastigheter. Vid maximal produktion är pitch vinkeln 0 grader. Är vinkeln skild ifrån 0 är produktionen inte maximal. Den andra typen av styrning är rotor speed control eller overspeeding. Då hålls pitch vinkeln konstant och istället kontrolleras rotor hastigheten (Díaz-González m. fl. 2014). Typiskt brukar utef- 30

fekten vara 90 % av den maximala vilket innebär att 10 % av den tillgängliga effekten kan användas för att leverera reserver (Bao och Li 2014). Svarstiden för vindkraft som frekvensregleringsreserv är mindre än 0,5 sekunder och alltså långt under de krav som ställs för att få leverera reserver (Linder m. fl. 2018). Ett hinder för att använda vindkraft för automatisk frekvensreglering är svårigheten att förutspå hur stor produktionen kommer vara några dygn framåt och alltså hur stor volym de kan buda in till reservmarknaden. Vilken kapacitet som finns tillgänglig från vindkraft beror på hur väl den prognostiserade produktionen stämmer överens med den verkliga produktionen. Obalansen mellan prognos och faktiskt produktion beror på vilken tidshorisont det rör sig om. I en rapport som Svenska kraftnät gjorde 2013 konstaterades det att det maximala prognosfelet 1 timme innan leverans var 11 % men 36 timmar innan var det maximala prognosfelet 34 % (Svenska kraftnät 2013). För FCR lämnas buden in 1-2 dygn innan leveransdag medan för affr lämnas bud veckan innan aktuell leverans. För att säkerställa att de kan leverera den effekt som de budat in varje timme krävs det att dessa osäkerheter tas in i beräkningarna. Möjligheten att få lämna bud närmare leveranstimmen skulle gynna vindkraftens som reglerreserv eftersom budstorleken enklare kan fastställas. Vindkraftsföretaget Enercon menar att de skulle kunna lägga bud på reservmarknaden två dagar innan leverans med ganska stor säkerhet men helst vill de lägga bud ännu närmare budtimmen för att kunna buda in större volymer (Kosareva och Ogiewa 2019). Svårigheterna att förutse produktionen gör att afrr som budas in en vecka i förväg inte är aktuell för vindkraft idag. Det är fördelaktigt att aggregera vindkraftverk på olika geografiska platser eftersom detta innebär att en leverantör av reserver är mindre beroende av vindförhållandena på en specifik plats. Kan ett stort område aggregeras försvinner en del av osäkerheterna kopplat till prognosfel etc. (Kosareva och Ogiewa 2019) Se muntliga källor i referenslistan 31

5 Resultat från modellering 5.1 Energilager 5.1.1 Batterier Med antagandena om 1000 MW installerad effekt för serverhallar, en överkapacitet på 25 % och en driftstid på 10 minuter som fastställdes i kartläggningen skulle den totala överskottsenergin i UPS systemen bli cirka 42 MWh i hela Sverige. Detta skulle motsvara den nominella energikapaciteten dvs. den energimängd som finns tillgängligt i batteriet om den laddas ur från 100 % SOC ner till minsta tillåtna spänningsnivå. Med kravet på uthållighet för reserverna som är satt till en timme blir den totala tillgängliga kapaciteten enligt tabell 12. För FCR-N har det antagits att samtliga batterier ersatts med litiumjon annars är denna kapacitet 0 MW idag. Tabell 12: Potentiellt tillgänligt kapacitet från batterier i UPS system [MW] i serverhallar FCR-D FCR-N afrr ner afrr upp 42 21 0 42 Kapaciteten i figur 12 motsvarar vad den tillgängliga kapaciteten från serverhallar skulle varit om alla budade in sin kapacitet under samma timme. Tabellen illustrerar den tillgängliga kapaciteten som skulle finnas för respektive reserv om all kapacitet levereras enbart för en reserv, dvs. UPS systemen kan antingen leverera 42 MW FCR-D eller 21 MW FCR-N etc. Efter att reserven har aktiverats behöver batteriet laddas upp igen. Hur lång tid denna uppladdning tar, dvs vilken repeterbarhet UPS systemet har, beror på flera olika parametrar. Parametrar som påverkar repeterbarheten är hur stor effekt som utnyttjades vid aktivering, hur länge den var aktiverad och storleken på laddströmmen. Tillgängligheten för batterier är densamma året runt, alltså skulle de kunna leverera reserver hela året. Majoriteten av de större datacentren är lokaliserade i Stockholms, Norrbottens, Skånes och Västra Götalands län (Lind m. fl. 2016). Detta innebär att den tillgängliga kapaciteten från UPS systemen är utspridda de olika elområdena men majoriteten av kapaciteten finns i SE1, SE3 och SE4. 5.1.2 Svänghjul Den tillgängliga kapaciteten från svänghjul som finns installerad idag och skulle kunna användas för frekvensreglering är nästintill försumbar. Därför har ett teoretiskt case används för denna analys. För att klara reservernas uthållighetskrav krävs det att många svänghjul aggregeras. Om svänghjulet från Beacon Power som finns presenterat i tabell 8 skulle användas i Sverige skulle ett svänghjulslager behöva dimensioneras enligt tabell 13 för att uppfylla kraven om minsta volym och uthållighet som finns. 32

Tabell 13: Dimmensionering av svänghjul Reserv Kapacitet [MW] Antal svänghjul [st] FCR-D 0,1 4 FCR-N 0,1 8 afrr upp 5 200 afrr ner 5 200 Kortare krav på uthållighet skulle gynna en teknologi som svänghjul och kunna öka tillgången på snabba reserver. Kortare uthållighetskrav kan bli ett faktum i framtiden då de nordiska TSO:erna har som mål att införa 15 minuters avräkningsperiod istället för 1 timme. Ett svänghjulslager skulle kunna leverera lika mycket reserver året runt eftersom deras tillgänglighet är densamma oberoende på säsong. Ett svänghjul har symmetrisk upp- och urladdning dvs. det tar lika lång tid att ladda upp svänghjulet som det tar att ladda ur det. Därmed kommer repeterbarheten att påverkas av hur lång tid som svänghjulet måste aktiveras för frekvensreglering (Beacon Power 2019). Till exempel, om svänghjulet är 100 % aktiverat under en hel timme (som är kravet för reserverna) kommer det krävas en timme för att ladda upp det igen. Svänghjul skulle alltså som mest kunna lägga bud varannan timme. Vid analysen av frekvensen (se 2.3.6) framkom att den faktiska aktiveringen av reserverna aldrig är 100 % under en hel timme. Under 2018 var t.ex. FCR-N maximalt aktiverad 90,9 % under en timme och majoriteten av tiden var aktiveringen under en timme mindre än 60 % (Lindgren 2019). Hade svänghjulen dimensionerats utifrån den faktiska energiaktiveringen snarare än utifrån de tekniska kraven skulle de därför kunna lägga bud oftare än varannan timme. 5.2 Förbrukningsflexibilitet från hushållsvärmepumpar Detta avsnitt avser att presentera de resultat som funnits angående kapaciteten som finns för förbrukningsflexibilitet i hushållens värmepumpar. I figur 9 illustreras hur stor del av tiden som en värmepump är aktiverad beroende på utetemperaturen och alltså hur stor del av tiden som den går att använda som reglerreserv för uppreglering av frekvensen. Vid en temperatur på minus 15 grader är värmepumparna påslagna nästan 100 % av tiden vilket innebär att det finns många enheter som kan stängas av för att reglera upp frekvensen vid en avvikelse vid denna temperatur utan att påverka inomhusklimatet. För temperaturer över 20 grader är nästan inga värmepumpar påslagna för att värma husen men ca 10 % är ändå påslagna för uppvärmningen av tappvarmvatten till hushållen. 33

Figur 9: Andel av tiden som värmepumpen är aktiverad vid olika utomhustemperaturer. Den röda kurvan visar kurvanpassningen för de simulerade värdena Figur 10 visar hur stor effekt en värmepump (i SE3) under 2017 och 2018 krävde. Värmebehovet inklusive varmvatten för en standardvilla i SE3 med eluppvärmning var 15 600 kwh vilket kan jämföras med det simulerade värmebehovet på 15900 kwh. Dvs det simulerade värmebehovet är 2 % högre en det faktiska. (a) 2017 (b) 2018 Figur 10: Tillgänglig kapacitet av FCR-D från en värmpump i SE3 Eftersom kapaciteten från en värmepump beror av värmebehovet i villan och alltså på utomhustemperaturen kan tydliga skillnader observeras mellan de två åren. 2018 inleddes med 34

svalare temperaturer än 2017 men sommaren var mycket varmare vilket ger skillnaderna i kapacitet mellan åren. I figur 11 visas den tillgängliga kapaciteten av FCR-D i de olika elområdena under samma år. Denna kapacitet togs fram genom att skala upp kapaciteten från en enskild värmepump med antalet värmepumpar i respektive elområde ifrån tabell 10. (a) 2017 (b) 2018 Figur 11: Tillgänglig kapacitet av FCR-D för förbrukningsflexibilitet från värmepumpar per elområde och år Den genomsnittliga tillgänglig kapaciteten FCR-D från värmepumpar i Sverige under 2017 var som störst i januari då kapaciteten uppgick till totalt 2180 MW. Svenska kraftnät har uppskattat att det totala utbudet av FCR-D idag är ungefär 1000 MW. Denna tillgänglighet varierar lite över året och är generellt lägre under sommarhalvåret (Helbrink, 2019). Kapaciteten för afrr uppreglering är densamma som för FCR-D. Den genomsnittliga tillgängliga kapaciteten för FCR-N och afrr nedreglering i de olika elområdena presenteras i figur 12 och 13. Tabell 14 visar den totala tillgängliga kapaciteten i samtliga elomården under åren 2017 och 2018. Av de fyra elområdena var potentialen störst i SE3 där cirka 60 % av den totala kapaciteten i Sverige fanns under 2017. I SE4 fanns motsvarande 30 % av den totala kapaciteten. Samtliga resultat finns även presenterade i tabell 22 och 23 i Appendix. Se muntliga källor i referenslistan 35

(a) 2017 (b) 2018 Figur 12: Tillgänglig kapacitet av FCR-N för förbrukningsflexibilitet från värmepumpar per elområde och år För afrr nedreglering regleras frekvensen ner genom att starta igång de värmepumparna som är avslagna. Därmed finns störst potential för detta under sommaren då värmepumparna generellt sätt är mindre aktiverad vilket kan ses i figur 13. Dock bör det nämnas att den tekniska potentialen för detta inte nödvändigtvis kommer att realiseras då inte alla kommer vara villiga att värma upp huset extra under det varmaste månaderna enbart för hjälpa till att reglera frekvensen. (a) 2017 (b) 2018 Figur 13: Tillgänglig kapacitet av afrr nedreglering för förbrukningsflexibilitet från värmepumpar per elområde och år 36

Tabell 14: Beräknad total tillgänglig kapacitet från värmepumpar för samtliga elområden 2017 och 2018 [MW] jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 2017 FCR-N 1030 1055 1222 1234 825 476 320 354 700 1122 1245 1282 FCR-D 2178 2128 1797 1601 970 549 424 455 715 1133 1732 1985 afrr ner 1038 1090 1421 1617 2248 2669 2794 2763 2503 2006 1486 1233 afrr upp 2178 2128 1797 1601 970 549 424 455 715 1133 1732 1985 2018 FCR-N 1045 731 887 1115 553 363 121 250 609 1048 1196 1140 FCR-D 2146 2487 1400 655 474 298 390 672 672 1109 1654 2014 afrr ner 1072 731 899 1818 2563 2744 2920 2828 2546 2020 1564 1204 afrr upp 2146 2487 1400 655 474 298 390 672 672 1109 1654 2014 Uthålligheten för förbrukningsflexibilitet hos värmepumpar, dvs. den tid som värmepumpen kan vara avslagen utan att försämra inomhusklimatet, beror på vilken tid på dygnet och året som värmepumpen stängs av och även vilken under gräns för inomhustemperaturen som tillåts i huset. Uthålligheten är som kortast under vintern och de timmar solen inte skiner. Figur 14 visar hur inomhustemperaturen sjunker i huset efter värmepumpen slagits av då utomhustemperaturen är minus 15 grader och solen inte skiner. Från figuren kan det konstateras att om temperaturen tillåts sjunka till 18 grader kommer förbrukningsflexibilitet från värmepumpar minst ha en uthållighet på 9 timmar för standardhuset. Om inomhustemperaturen istället enbart tillåts sjunka en grad blir uthålligheten ca 3 timmar. Figur 14: Inomhustemperaturen efter värmepumpen slagits av för ett standardhus. Varje enskild värmepump uppfyller inte volymkraven för att få leverera reserver utan dessa måste aggregeras av en aggregator. Hur många värmepumpar som måste aggregeras för att klara volymkraven beror på den tillgängliga kapaciteten från en enskild värmepump. Denna kapacitet varierar under året och beroende på vilken typ av reserv det rör sig om. I tabell 15 presenteras hur många värmepumpar som minst måste aggregeras för respektive reserv under den timme då den tillgängliga kapaciteten är som störst. 37

Tabell 15: Minsta antal värmepumpar som behöver aggregeras för respektive reserv Maximal kapacitet [MW] Antal aggregerade värmepumpar [st] FCR-D 3218 22 FCR-N 1569 44 afrr ner 3218 1089 afrr upp 2966 1182 Tabell 15 visar det minsta antalet värmepumpar som behöver aggregeras men vissa dagar under året kommer den tillgängliga kapaciteten vara betydligt lägre och då kommer fler värmepumpar behöva aggregeras. Under sommaren är den tillgängliga kapaciteten för FCR-D till exempel nära noll vissa varma timmar. Under dessa timmar är nästan alla värmepumpar är avslagna och då kommer det krävas att fler värmepumpar aggregeras för att uppfylla volymkraven. Tabellen visar också den maximala tillgängliga kapaciteten under en timme för respektive reserv i hela Sverige. 5.3 Vindkraft Från figur 15 kan det konstateras att för att ett genomsnittligt (2,5 MW) vindkraftverk i Sverige skall kunna leverera FCR-D krävs en vindhastighet på minst 10 m/s för att klara volymkravet. För att kunna leverera FCR-D vid lägre vindhastigheter behöver fler vindkraftverk aggregeras, exempelvis skulle 5 verk i en vindkraftspark kunna uppfylla volymkraven redan vid 5 m/s etc. För FCR-N som behöver klara av att leverera lika mycket upp- och nedreglering krävs istället minst 12,5 m/s för att klara kraven. För afrr kommer ett enskilt vindkraftverk aldrig klara volymkraven eftersom kravet är att leverera 5 MW. För att klara volymkraven för afrr krävs det alltså att flera vindkraftverk aggregeras. Figur 15: Tillgänglig kapacitet av FCR från ett vindkraftverk utifrån vindhastigheten 38

Produktionen från Näsuddens vindkraftverk 2017 illustreras i figur 16. Från figuren observeras stora variationer i produktionen under året och därmed även stora variationer i vilken tillgänglig effekt som finns av reserverna. Grafen över produktionen är svår att tolka och därför kommer varaktighetsdiagram användas framöver för att tolka resultaten för vindkraften. Den totala simulerade produktionen för Näsuddens vindkraftverk var 2017 3224 MWh vilket var 1 % högre än den faktiska produktionen samma år. Figur 16: Elproduktion från Näsuddens vindkraftverk under 2017 Figur 17 visar ett varaktighetsdiagram över hur många timmar om året som Näsudden kan tillhandahålla primärreserver. Från figuren kan det konstateras att vindkraftverket kan leverera FCR-D under 779 timmar om året och FCR-N under 175 timmar. Verket är en del av en vindkraftspark med 8 st verk. Med antagandet om att alla verken kan producera lika mycket skulle parken kunna leverera FCR-D 4547 timmar och FCR-N 3113 timmar. Motsvarande park skulle även kunna leverera afrr nedregleringen under 1481 timmar men aldrig klara kraven för afrr uppreglering. 39

Figur 17: Antal timmar under 2017 som ett vindkraftverk kunde leverera FCR Vindkraftsproduktionen kan variera från en timme till nästa vilket påverkar hur stor kapacitet som vindkraften skulle kunna buda in på reservmarknaden. Figur 18 visar hur stora variationerna i tillgänglighet var under 2017 mellan två efterföljande timmar. Den maximala skillnaden var 11 % i hela Sverige. Från tabellen kan det konstateras att sannolikheten att det inte ska vara någon variation i produktion mellan två efterföljande timmar är ungefär 20 %. Tabell 16 visar hur stor skillnaden maximalt är mellan två timmar under året för respektive elområde. Den visar också hur stor del av året som avvikelsen i tillgänglighet är mindre än 5 % mellan två timmar. Figur 18: Produktionsvariation mellan 2 timmar för vindkraft i Sverige 2017 (i procent av installerad effekt) 40

Tabell 16: Produktionsvariationen mellan två timmar för vindkraft i respektive elområde 2017 (i procent av installerad effekt) Elområde Maximal skillnad Andel av året med avvikelse mellan två timmar [%] mindre än 5% mellan 2h [%] SE1 22 90 SE2 18 87 SE3 16 89 SE4 19 86 Störst är skillnaden i produktion mellan två efterföljande timmar 22 % men ungefär 90 % av tiden är skillnaden mindre än 5 %. Variationen mellan 2 efterföljande timmar är alltså mindre för hela Sverige än för varje enskilt elområde. Detta påvisar fördelen med att aggregera större områden för att jämna ut variationerna i produktion från vindkraft. Dessa variationer i produktion tas med i beräkningarna för vilken tillgänglig effekt som finns för de olika reserverna där det lägsta värdet inom timmen sätter gränsen för vad vindkraften kan leverera. Figur 19 visar varaktighetsdiagram över vindkraftens tillgängliga kapacitet för respektive reserv i Sverige under 2017. Alltså hur många timmar under 2017 som de kan leverera en viss kapacitet. T.ex. skulle vindkraften i SE1 kunna leverera 30 MW FCR-D i 900 h under det året. Störst tillgänglig kapacitet under flest timmar finns för afrr nedreglering i SE3. Vindkraften skulle kunna bidra med minst 580 MW i SE3 under hälften av året. Stora likheter observeras också mellan tillgängligheten för SE2 och SE3. 41

(a) FCR-D (b) FCR-N (c) afrr nedreglering (d) afrr uppreglering Figur 19: Varktighetsdiagram över kapaciteten från vindkraft för respektive reserv i de olika elområdena under 2017. Dvs hur många timmar om året vindkraften kan leverera en viss kapacitet av reservena. Den genomsnittliga tillgängligheten för vindkraften i Sverige kan ses i figur 20 och den genomsnittliga tillgängliga kapaciteten för respektive elområden under 2017 och 2018 i figur 21, 22 och 23. Samtliga resultat finns presenterade i tabell 24 och 25 i Appendix. Den genomsnittliga kapaciteten är baserad på att alla vindkraftverk i respektive elomårde aggregeras. 42

Figur 20: Genomsnittlig tillgänglighet från vindkraften under 2017 för de olika elområdena Tillgängligheten i figur 20 illustrerar vindkraftverkens verkliga produktion över en månad jämfört med den maximala installerade effekten. För SE1 och SE2 var tillgängligheten störst under januari månad medan för SE3 och SE4 var den störst under oktober. Tillgängligheten varierade under året från 19 % upp till 52 %. (a) 2017 (b) 2018 Figur 21: Tillgänglig kapacitet av FCR-D från vindkraft per elområde och år 43

Från graferna över tillgänglig kapacitet för reserverna konstateras stora skillnader mellan 2017 och 2018. Till exempel var kapaciteten av FCR-D hälften så stor i SE1 under januari 2018 än året innan. Detta även fast den installerade effekten vindkraft hade ökat. Detta påvisar svårigheterna att uppskatta hur mycket kapacitet vindkraften kan bidra med på reservmarknaden. (a) 2017 (b) 2018 Figur 22: Tillgänglig kapacitet av FCR-N från vindkraft per elområde och år (a) 2017 (b) 2018 Figur 23: Tillgänglig kapacitet av afrr nedreglering från vindkraft per elområde och år Den totala tillgängliga kapaciteten för samtliga elomåden kan ses i tabell 17. Tabellen visar den totala kapaciteten per månad och typ av reserv för både 2017 och 2018. Det bör noteras att den tillgängliga kapaciteten för afrr uppreglering är samma som för FCR-D. 44

Tabell 17: Beräknad total tillgänglig kapacitet från vindkraft i samtliga elområden 2017 och 2018 [MW] jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 2017 FCR-N 126 97 107 96 68 87 65 69 69 125 109 116 FCR-D 253 194 215 192 137 173 129 138 138 250 219 232 afrr ner 2527 1943 2149 1919 1371 1700 1292 1384 1380 2500 2185 2324 afrr upp 253 194 215 192 137 173 129 138 138 250 219 232 2018 FCR-N 98 80 79 84 64 88 41 79 139 129 112 107 FCR-D 195 161 158 169 129 177 82 159 277 258 223 214 afrr ner 1952 1605 1578 1688 1285 1767 818 1590 2772 2575 2234 2138 afrr upp 195 161 158 169 129 177 82 159 277 258 223 214 Den faktiska tillgängliga kapaciteten skulle varit lägre p.g.a. att buden som läggs behöver ta hänsyn till prognososäkerheter för att garantera en uthållighet på minst en timme. Från tabell 17 observeras att störst tillgänglig kapacitet finns för afrr nedreglering och under 2017 uppgick den till som mest 2500 MW i snitt under januari vilket skulle kunna täcka behovet av denna reserv. Det bör också nämnas att eftersom afrr enbart budas in en gång i veckan ser inte vindkraftsproducenterna det som möjligt att lägga bud på den marknaden idag, dvs. den praktiskt tillgängliga kapaciteten är noll för afrr. Tillgängligheten varierar under året vilket kan ses i figur 20 och generellt är tillgängligheten något högre under vintermånaderna. Den installerade effekten från vindkraft var som störst i SE2 och SE3 och under 10 månader om året var även den tillgängliga kapaciteten på reserver störst i dessa två elområden. 5.4 Jämförelse mellan teknologierna Detta stycke sammanfattar de viktigaste resultaten från kartläggningen och modelleringen för att på ett överskådligt sätt kunna jämföra teknologierna med varandra. Tabell 18 visar svarstiden och uthålligheten för respektive teknologi medan figur 24 visar den tillgängliga kapaciteten över året. Tabell 18: Sammanställning av några tekniska egenskaper för teknologierna Uthållighet Svarstid Batteri min-h ms Svänghjul s-min 1 ms Förbrukningsflexibilitet industri minst en timme 5-30 s Förbrukningsflexibilitet värmepump minst 3 timmar 5-15 (idag) Vindkraft N/A 0,5 s 1 Flera svänghjul kan aggregeras för att klara en timme 45

(a) FCR-D (b) FCR-N (c) afrr nedreglering (d) afrr uppreglering Figur 24: Total tillgänglig kapacitet av reserverna under 2017 från de olika undersökta teknologierna Från tabell 18 observeras att samtliga teknologier med undantaget för förbrukningsflexibilitet från värmepumpar skulle kunna uppfylla Svenska kraftnäts krav om svarstid för att få leverera reserver. För förbrukningsflexibilitet från värmepumpar är svarstiden idag 5-15 minuter men i en framtid med många flexibla förbrukare aggregerade skulle även dessa kunna aktiveras tillräckligt snabbt. Kravet om uthållighet bedöms inte vara något problem för förbrukningsflexibilitet eller vindkraft, så länge som vindhastigheten är tillräckligt hög. Batterier och svänghjul kan uppfylla kravet om 1 timmes uthållighet om flera enheter kopplas samman men är mer passande för ändamål med kortare tidsintervall. Den tillgängliga kapaciteten är för FCR är störst från förbrukningsflexibilitet. För förbrukningsflexibilitet från industrier är kapaciteten stor året runt medan från värmepumpar störst för vintermånaderna. Figur 24 visar att vindkraften har stor potential att leverera afrr ned- 46