Kotitalousakkujen markkinaohjauksen vaikutus jakeluverkon kannalta merkityksellisiin tehotasoihin

Abstract

Kotitalouskohtaiset aurinkosähkö- ja akkujärjestelmät muuttavat asiakkaan liittymispisteessä näkyvää nettotehoa ja voivat vaikuttaa jakeluverkon mitoituksen kannalta merkityksellisiin tehotasoihin. Tämän diplomityön tavoitteena on selvittää, miten kotitalousakkujen eri ohjaustavat vaikuttavat yksittäisten asiakkaiden ja asiakasryhmien verkosta ottoon, verkkoon syöttöön ja näiden ääriarvoihin.

Tarkastelu toteutetaan tuntitason simulointina. Lähtöaineistona käytetään todellista omakotitaloasiakkaiden kulutusaineistoa, mallinnettua aurinkosähkötuotantoa ja Suomen spot-hinta-aineistoa vuosilta 2023–2024. Asiakkaiden nettoprofiileja vertaillaan pelkän kulutuksen, aurinkosähkön ja kolmen akun optimointimallin välillä. Optimointimallit kuvaavat aurinkosähkön omakäyttöä painottavaa ohjausta, markkinaoptimointia ilman verkkoon syöttöä ja täyttä markkinaoptimointia. Ryhmätason vaikutuksia tarkastellaan Monte Carlo -menetelmällä eri penetraatioasteilla.

Tulosten perusteella akkujen verkkovaikutus riippuu olennaisesti ohjaustavasta. Omakäyttöä painottava ohjaus muistuttaa ryhmätasolla pitkälti aurinkosähköjärjestelmää ilman akkua. Markkinaohjatut optimointimallit kasvattavat verkosta oton suurimpia tehotasoja, ja täysi markkinaoptimointi kasvattaa erityisesti myös verkkoon syötön ääritasoja. Vaikutukset vahvistuvat penetraatioasteen kasvaessa.

Diplomityön keskeinen johtopäätös on, että kotitalousakkujen yleistyminen ei automaattisesti tasaa jakeluverkon kuormitusta. Markkinaehtoisesti ohjattuna akut voivat synkronoida latausta ja purkua, joten jakeluverkon suunnittelussa on huomioitava akkujen määrän lisäksi niiden ohjauslogiikka.

Household-specific solar photovoltaic and battery systems change the net power observed at the customer connection point and may affect power levels that are relevant for distribution network dimensioning. The aim of this master’s thesis is to examine how different control strategies for household batteries affect grid import, grid export and their extreme values at both individual customer and customer group levels.

The analysis is carried out using hourly simulation. The input data consist of real consumption data from detached house customers, modelled solar photovoltaic generation and Finnish spot price data from 2023–2024. Customer net power profiles are compared between a reference case with only consumption, solar photovoltaic generation without a battery, and three battery optimization models. The optimization models represent control prioritizing photovoltaic self-consumption, market optimization without grid export, and full market optimization. Group-level effects are examined using the Monte Carlo method at different penetration levels.

The results show that the network impact of batteries depends essentially on the control strategy. Control that prioritizes self-consumption resembles, at the group level, a case with solar photovoltaic generation but no battery. Market-based optimization models increase the highest grid import power levels, while full market optimization particularly increases the extreme levels of grid export. The impacts become stronger as the penetration level increases.

The main conclusion of the thesis is that the increasing prevalence of household batteries does not automatically smooth distribution network loading. Under market-based control, batteries may synchronize charging and discharging. Therefore, distribution network planning should consider not only the number of batteries but also their control logic.