henrik stiesdal bloghoved blog

Nu med den fjerde dimension - tiden!

Så fik jeg endelig tid til at få sat tidsdimensionen på beregningen af, hvordan lagring af elektricitet i et fremtidigt elsystem kan kombineres med en væsentligt større vindkraftandel.

For nye læsere – dette er den femte blog i en lille serie om modellering af den fremtidige elpris fra en kombination af vedvarende energi og lagring. Indtil nu har jeg beskrevet antagelser og programmering for sådan en model, hvor den overordnede statistik over elforbrug of priser kombineres med et bud på, hvad elprisen fra onshore og offshore vindkraft ville blive i 2025.

De tidligere modeller kan findes i diverse links, som er anført nedenfor under selve blog-teksten.

Nu ser jeg så på, hvordan et lager vil fyldes og tømmes, hvis man tager udgangspunkt i tidsforløbet time for time for et helt år. Referencen er 2014, og der fremskrives til en skønnet vindkraftandel i 2025. De økonomiske konsekvenser beregnes med udgangspunkt i 2025-energipriser fra onshore og offshore vindkraft, bestemt på baggrund af Energistyrelsens teknologikatalog.

Resultatet findes i modellen her:

https://www.dropbox.com/s/0z4vyx9txb1x9xr/Energy%20storage%2C%202014.xls...

Man klikker først på filen. Den åbner så på en lidt uinteressant data-side og i en ikke-redigerbar udgave. Man trykker dernæst på Download i øvre højre hjørne, vælger Direkte Download, og så hentes filen. Der kommer som regel nogle reklamemeddelelser fra Dropbox, men dem kan man bare lukke undervejs.

Når man åbner filen, ser man modellen med skærmbilledet nedenfor.

Illustration: Privatfoto

Indgangsparametrene (de røde tal) er i tabellen til venstre og resultaterne (de sorte tal) er midt i. Til højre er et plot over lagerets fyldningsgrad.

I det valgte eksempel er der regnet med 100% brutto-vindkraft, en lagerstørrelse på 100.000 MWh og en maksimal afladning på 1000 MW. Det giver en nettoandel af vindkraft på 72.2%, resten (27.8%) kommer fra andre kilder, som f.eks. vandkraft fra Skandinavien eller indenlandsk biomasse.

Den absolutte værdi af merprisen for el (som er resultatet af omkostningerne til energilagringen) plus PSO-tilskuddet til vindkraft, udgør i eksemplet 7.9 mia.kr.

Vi kan altså have en netto-vindkraftandel på 72% for en merpris på 7,9 mia.kr. relativt til den rene markedspris.

I 2014 havde vi en netto-vindkraftandel på 27%. Brutto-vindkraftandelen var 39%, men knap en tredjedel af vindkraftproduktionen blev eksporteret. Merprisen i forhold til den rene markedspris var ca. 4 mia.kr., som alene gik til PSO-tilskuddet, da der jo af gode grunde ikke var en merpris for el-lagring.

Hvis vi ser lidt nærmere på lageret, viser arket ”Plot” fyldningsgraden. Ved begyndelsen sættes fyldningen til 50%, som er den forventede fyldning, der overdrages fra det foregående år.

Man ser, at lageret er stort set tomt midt på året; her overstiger forbruget generelt vindkraftproduktionen, selv om der dog også er vindrige dage, som fylder lageret helt eller delvist.

Man kan naturligvis også gå en anden vej og lave et lager af en størrelse, som vitterlig kan dække hele forbruget, hvis bare der er vindkraft nok. Det får man f.eks. med en brutto-andel af vindkraft på 155%, en lagerstørrelse på 6.000.000 MWh og en maksimal afladning på 5000 MW. Resultatet er en nettoandel af vindkraft på 100%. Merprisen bliver 21.1 mia.kr.

Der er en hel del håndtag at dreje på, når man regner på den mest fordelagtige dimensionering af et lager. De vigtigste parametre er

  • Vindkraftandelen – jeg interesserer mig naturligvis for værdier, som er højere end 50%
  • Lagerstørrelsen – her angiver man den termiske kapacitet (altså før energitabet ved afladning)
  • Den maksimale ladeeffekt – har ikke så stor betydning for prisen
  • Den maksimale afladeeffekt – har større betydning for lagerets dimensionering og pris

I næste udgave af bloggen, som bliver den sidste i denne lille serie, viser jeg resultaterne af nogle parameterstudier og afslutter med nogle mere overordnede betragtninger om relevansen af energilagring.

Henrik Stiesdal byggede sin første vindmølle i 1976 på forældrenes gård i Vestjylland. Siden tilbragte han 28 år i toppen af Siemens Wind Power og blev indehaver af 200 patenter inden for vindmølleteknologi. Henrik Stiesdal har studeret medicin, biologi og fysik.
sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

Jeg har ikke helt overblik over den måde du prissætter strømmen på.

Det er 4.grads polynomiet fra tidligere blog, som i grove tal siger at jo mere vind-kraft der er til stede, destu billigere er strømmen.

Men i et system med tilstrækkelig efterspørgsel og udbud (dvs. store lagre, der har har tilstrækkelig med opladsning og afladning kapacitet, så der ikke er flaskehalse) så må denne prissætnings kurve vel flade ud?

  • 0
  • 0

Det er 4.grads polynomiet fra tidligere blog, som i grove tal siger at jo mere vind-kraft der er til stede, destu billigere er strømmen.

Men i et system med tilstrækkelig efterspørgsel og udbud (dvs. store lagre, der har har tilstrækkelig med opladsning og afladning kapacitet, så der ikke er flaskehalse) så må denne prissætnings kurve vel flade ud?

Ja, det er helt korrekt. Prissætningskurven flader ud.

Det, der sker i praksis i modellen, er, at den bruger den aktuelle vindkraftandel som reference i prissætningen. Eftersom alt over 80% vindkraftandel lagres, bliver den laveste middelpris 18 øre/kWh og ikke 4-5 øre/kWh som nu.

Du kan prøve at scrolle nedad i regnearket og holde øje med kolonne M. Der vil du se, at når der er lav vindproduktion, stiger prisen, men også, at vi uanset vindproduktionen aldrig kommer ned under 18.1 øre i pris.

Dette gælder, så længe vi ikke ændrer den maksimale vindkraftandel på 80%. Du kan evt. selv prøve at sætte den til 90% og se, hvad der sker..

  • 4
  • 0

Jeg håber meget, at du i din næste blog vil medtage nogle betragtninger omkring det samfundsøkonomiske aspekt af at lagre el-energi midt i fyringssæsonen kontra at benytte energien til at fortrænge brændsler i varmeforsyningen.

Det virker umiddelbart ikke rationelt at lagre energi i termiske lagre med 45% round-trip virkningsgrad midt i fyringsæsonen. Dette samtidig med at varmeforsyningssektoren lagrer energi fra sommerperioden til fyringsæsonen bla. i form af biomasse og termiske lagre...

Det kunne også umiddelbart se ud til, at en højere andel af solcelle-el fremfor vindkraft-el ville give en bedre balance i el-produktionen og mindske de sæsonmæssige udsving.

  • 1
  • 0

Det virker umiddelbart ikke rationelt at lagre energi i termiske lagre med 45% round-trip virkningsgrad midt i fyringsæsonen. Dette samtidig med at varmeforsyningssektoren lagrer energi fra sommerperioden til fyringsæsonen bla. i form af biomasse og termiske lagre...

Ja, det er klart, at i en mere raffineret variant af modellen bør man tage varmen med. Jeg har jo indtil videre som udgangspunkt haft den noget konservative tilgang, at varme ikke har værdi. Det er naturligvis ikke korrekt, og da forskellen mellem de 45% og 100% nu en gang er et varmetab, vil en første detaljering naturligvis være at se på, hvordan værdien af dette tab, hvis det anvendes til fjernvarme, kan påvirke økonomien. I en mere avanceret udgave kan man se på, om direkte brug af overskuds-el til varmepumper ændrer billedet. Det vil jeg nu tvivle på er så vigtigt - det vigtigste er nok at tillægge spildvarmen en værdi.

Det kunne også umiddelbart se ud til, at en højere andel af solcelle-el fremfor vindkraft-el ville give en bedre balance i el-produktionen og mindske de sæsonmæssige udsving.

Både ja og nej. Vindkraft har den fordel, at der trods alt er en del også om sommeren, blot mindre end forbruget. Solenergi har den ulempe, at der i lange perioder slet ikke er nogen mærkbar produktion om vinteren.

Det er jævnligt fremme, at et vind-sol mix på 80-20% eller 90-10% vil være optimalt. Det kunne man nok godt modellere - hører dog ikke rigtig hjemme i denne lille serie, som skal have en ende inden alt for længe.

  • 1
  • 0

Ja, det er klart, at i en mere raffineret variant af modellen bør man tage varmen med

Når man ser på kraftvarmeværkerne og deres dårlige økonomi ved el-produktion, kan varmen let blive væsentlig. Af og til virker det som om varme helst skal laves på den dyreste og mest komplicerede måde for at være acceptabelt. Dette med bare at brænde noget af for at få varme, er så umoderne. Bortset fra denne lille kommentar, så tænker jeg om disse -100C udstødsluft ikke kunne bruges til at hæve virkningsgraden i lageret. Der burde være muligheder for at omdanne noget til mekanisk energi. Jeg ved godt at man skal passe på med "det burde være muligt", men der er dog nogen differens op til omgivelsernes 10C, og så meget køling er måske svær at afsætte. Hvordan ser det ud med at udnytte eksisterende kraftværkers turbiner og generatorer?

  • 1
  • 2

Bortset fra denne lille kommentar, så tænker jeg om disse -100C udstødsluft ikke kunne bruges til at hæve virkningsgraden i lageret. Der burde være muligheder for at omdanne noget til mekanisk energi.

Jo, kulde har værdi, ligesom varme har. Dels er fjernkøling ved at nå fra teori til i det mindste seriøs diskussion, dels er kulde ganske enkelt godt at have ved hånden, når man skal optimere virkningsgraden på det termiske kraftværk.

Hvordan ser det ud med at udnytte eksisterende kraftværkers turbiner og generatorer?

Det er faktisk denne facet af sagen, som reelt, sammen med den relativt ukomplicerede teknologi i selve lageret, er det store dyr i åbenbaringen med hensyn til termisk energilagring.

Fidusen er, at man kan genanvende stort set komplette kulfyrede kraftværker - man skal blot erstatte kedlen med en luft-til-damp varmeveksler, en såkaldt "heat recovery steam generator" eller HRSG. Sådan en HSRG sidder der på udstødssiden af gasturbinen i et moderne "combined-cycle" kraftværk. Man bruger der den varme afgangsgas til at lave damp til et supplerende dampkraftværk, deraf navnet "combined cycle". Det, at denne teknolgi anvendes som standard på moderne kraftværker, gør, at der er en stribe leverandører af HRSG'er. Man skal med andre ord ikke have ny teknologi.

Genavendelsen af et eksisterende kulkraftværk har mange fordele. Primært sparer man jo udgifterne til at etablere turbine, generator, koblingsanlæg m.v., men dertil kommer, at eksisterende kraftværker pr. definition har eksisterende, stærke forbindelser til nettet, så vindkraftstrøm kan komme både ind og ud. Disse faktorer gør, at man med en såkaldt "brown field" løsning, hvor man genbruger eksisterende systemer, kan nøjes med lave investeringer. Hvis man i stedet taler "green field", hvor hele anlægget skal opføres fra grunden, bliver energiprisen på lagret strøm en hel del højere.

  • 4
  • 0
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten