Muligheder for anvendelse af Compressed Air Energy Storage (CAES) for ellagring i fremtidens danske elsystem PSO-F&U-projekt nr

Transkript

1 Muligheder for anvendelse af Compressed Air Energy Storage (CAES) for ellagring i fremtidens danske elsystem PSO-F&U-projekt nr Rapport

2 Muligheder for anvendelse af Compressed Air Energy Storage (CAES) for ellagring i fremtidens danske elsystem PSO-F&U-projekt nr Brian Elmegaard, DTU Danmarks Tekniske Universitet Henrik Lund, AAU Aalborg Universitet Aksel Hauge Petersen, DONG Energy Kongens Lyngby 2011

3 Rapport Brian Elmegaard, DTU Danmarks Tekniske Universitet Henrik Lund, AAU Aalborg Universitet Aksel Hauge Petersen, DONG Energy Muligheder for anvendelse af Compressed Air Energy Storage (CAES) for ellagring i fremtidens danske elsystem PSO-F&U-projekt nr DTU Institut for Mekanisk Teknologi Sektion Termiske Energisystemer Danmarks Tekniske Universitet Nils Koppels Allé, Bygning 403 DK-2800 Kongens Lyngby Danmark Phone (+45) Fax (+45)

4 Indhold 1 Formål Problemformulering Samfundsøkonomisk undersøgelse af CAES Systemanalyse af Compressed Air Energy Storage Beskrivelse af CAES-anlægs muligheder på reservekraftmarkedet 8 3 Energiteknisk undersøgelse af CAES Optimering af Compressed Air Energy Storage Lagring af el Konklusion 13 3

5 Kapitel 1 Formål Rapporten dokumenterer resultaterne af arbejde med at afgøre om Compressed Air Energy Storage (CAES) vil være et økonomisk og energimæssigt godt alternativ til andre typer af ellagring og reguleringsmetoder i forbindelse med eloverløb og andre reguleringsbehov i fremtidens elsystem. Det samlede arbejde i projektet foreligger som delrapporter fra to forskningsprojekter samt tre specialer og et kort notat. Projektet har udgangspunkt i analyser af udviklingen i eloverløb samt fremskrivninger af disse og deraf følgende behov for regulering af produceret og forbrugt eleffekt. Et vigtigt element at undersøge i denne sammenhæng er muligheden for at lagre el og dermed flytte produktionen i tid. En teknologi som gennem de seneste 30 år har vist sig funktionsdygtig på anlægget ved Huntorf i Tyskland er Compressed Air Energy Storage, CAES. CAES har i forhold til andre reguleringsteknologier baseret på lastændringer på de store værker den fordel at lastændringen kan ske hurtigt. Det betyder at der i projektet er påtænkt flere muligheder for anvendelse af CAES 1. Flytning af elproduktion ved lagring 2. Anvendelse som reguleringsreserve både manuel og automatisk Projektet er blevet angrebet fra to vinkler af henholdsvis AAU og DTU: En samfundsøkonomisk vinkel, hvor ellagring ved hjælp af CAES sammenlignes med alternativer som fx brintlagring, drift af varmepumper ved overløbs-el og eksport af el. En procesmæssig vinkel, som har undersøgt de nuværende anlægskonfigurationer for CAES som primært er baseret på anvendelse af naturgas og udjævning af effekt over længere tid, og også på mulighederne for at udvikle anlæg der kan indgå i reguleringsreserven og derved nedbringe eloverløb. 4

6 Forbrugsdel Produktionsdel M G Lagerdel Figur 1.1: Principdiagram for et CAES-anlæg. Forbrugsdelen består af luftkompressor og køling. Lagerdelen indeholder kaverne. Produktionsdelen består af gasbrænder hvor der tilføres naturgas samt turbine. I de faktiske anlæg er både kompressor- og turbineprocesserne delt i flere trin med varmeveksling imellem for at optimere anlægget. De enkelte dele er adskilt af ventiler som styrer anlæggets driftstilstand. Samlet har disse projektet afklaret hvorvidt compressed air energy storage vil være en relevant teknologi at tage med i betragtning med henblik på både at nedbringe eloverløbsproblemer set henover året og som en teknologi der kan anvendes til at øge reguleringsevnen af elsystemet. 1.1 Problemformulering Ovenstående leder til at spørgsmålet som besvares i projektet er: I hvor høj grad er CAES en mulig løsning som lager for fluktuerende elproduktion både på kort og lang sigt i det danske energisystem? Der fokuseres både på de energitekniske og økonomiske perspektiver og der ses på anvendelse i både spot- og regulerkraftmarkeder for el. 5

7 Kapitel 2 Samfundsøkonomisk undersøgelse af CAES Konklusionen på arbejdet i delprojekt 1 CAES Muligheder for anvendelse af Compressed Air Energy Storage for ellagring i fremtidens elsystem. PSO-F&Uprojekt nr Del-rapport I af Henrik Lund og Georges Salgi, Aalborg Universitet, juni Konklusionen på de samfundsmæssige systemanalyser er, at set isoleret i forbindelse med eloverløb i fremtidens elsystem kan CAES-anlæggets systemmæssige og samfundsøkonomiske værdi ikke opveje investeringsomkostningerne, hvilket fremgår af figur 2.1. Og der findes en række alternativer, der udviser væsentligt bedre økonomi. Men hvis CAES-anlægget samtidigt kan erstatte et tilsvarende kraftværk, er der potentiale for en positiv økonomi. Konklusionen af de selskabsøkonomiske analyser er, at det er helt afgørende for CAES-anlæggets selskabsøkonomi, at det opnår fuld fast betaling for opre- Figur 2.1: Årlige variable samfundsøkonomiske netto-indtaegter sammenlignet med årlige faste omkostninger (vist med rødt foroven) 6

8 gulering. Herudover skal der tjenes penge minimum på regulerkraftmarkedet og også gerne en kombination af spot- og regulerkraftmarkedet. Analyserne viser, at over den historiske periode fra 2000 til 2006 ville det have været muligt at opnå gennemsnitlige indtægter på årligt 125 mio.kr. ved at drive turbinen på regulerkraftmarkedet og kompressoren på spotmarkedet. Og potentialet for udnyttelsen af begge markeder ligger på 190 mio.kr./år. Disse indtægter skal sammenholdes med en årlig fast udgift på 105 mio.kr./år for en levetid på 30 år og en realrente på 3%. De 190 mio.kr./år er et maksimum, som ikke vil kunne realiseres i praksis, idet det skal sikres, at turbinen hele tiden er til rådighed for regulerkraftmarkedet. Det anbefales derfor, at EnergyPRO-modellen anvendes med henblik på at vurdere, hvor langt man i praksis vil kunne komme i nærheden af denne indtægt uden at sætte den faste betaling over styr. 2.1 Systemanalyse af Compressed Air Energy Storage Konklusionen på arbejdet i specialet Systemanalyse af Compressed Air Energy Storage Optimering, drift og implementering i det danske energimarked af Jakob Rud, Danmarks Tekniske Universitet, Ved implementering af tre CAES-scenarier i Balmorel konkluderes det, at alle typer anlæg ved integration med fjernvarmesystemer, afhængigt af den geografiske placering, vil kunne være konkurrencedygtige. Scenarie 1-anlægget er det mest eftertragtede anlæg, og kan med fordel bruges som kombination af kraftvarmeværk og ellager. Den mest brugte anlægstype vil have en årlig produktion på 73 % af højest mulige. Anlægget har en brændertemperatur på 1100 C, og udnytter overskudsvarmen i røggassen. En stor del af produktionen fra anlægget vil være uden brug af trykluftslageret, og vil derfor gøre, at anlægget fungerer som et kraftvarmeværk. Lageret bruges til 26 % af anlæggets samlede produktion. Ved elhandel har anlægget et årligt overskud på 105 mio. kr. Her bruges årligt 93 mio. kr. på tilbagebetaling af investeringen. Anlægget kommer dermed ud med et overskud på 12 mio. kr. årligt. Hvis ikke anlægget også fungerede som traditionelt kraftvarmeværk, ville den årlige produktion være meget lavere, hvilket dermed ville reducere den driftsøkonomiske indtægt. Generelt for anlæggene er, at hvis elprisen falder, stiger produktionen på anlæggene. Reduceres elprisen, stiger den relative forskel, hvilket gør anlæggene mere eftertragtede. Det er dog ikke alle parametervariationer der er lige gode for produktionen. Reduceres CO 2 -afgiften vil det kun medføre en reduktion af produktionsomkostningerne for de dyre kraftvarmeværker. Denne reduktion vil gøre at omkostningerne nærmer sig omkostningerne for produktionen på de billigere 7

9 producenter som vind- og vandkraft. De billigere producenter vil derfor ikke påvirke elprisen lige så meget som før. Stiger den installerede effekt af vindkraft i Danmark vil det øge forholdet mellem produceret elektricitet fra vindkraft og fra kraftvarmeværker. Prisforskellen for produktionsomkostningerne vil dermed øges. Med en forventning om en større installeret effekt fra vindkraft i Danmark i fremtiden, vil det være nødvendigt med ellagring. Dels for at stabilisere elnettet og dels for at undgå flaskehalsproblemer. 2.2 Beskrivelse af CAES-anlægs muligheder på reservekraftmarkedet Konklusionen på arbejdet Beskrivelse af CAES-anlægs muligheder på reservekraftmarkedet af Jakob Stenby, Danmarks Tekniske Universitet, 2006 Det vurderes at et CAES-anlæg rent teknisk har mulighed for at byde ind på alle dele af reservekraftmarkedet. I det følgende angives kort ræsonnementer over mulighederne inden for hver type reguleringsreserve. Det nuværende marked for manuel reguleringsreserve er baseret på udbudsperioder á en måned. Tendensen er at denne periode skal være kortere således at markedet bliver mere fleksibelt og flere leverandører får mulighed for at deltage i markedet. Energinet.dk vurderer i skrivende stund hvor lang perioden skal være og det er derfor en udvikling der sker inden for kort sigt. Med tiden vil perioden komme helt ned på timebasis og markedet vil fungere som et egentligt spotmarked. For et CAES-anlæg vil denne situation give større muligheder for at agere på reservekraftmarkedet, idet der fra time til time kan vurderes hvor meget kapacitet der kan stilles til rådighed for op- eller nedregulering. Under gunstige produktionsvilkår kan der bydes ind med kapacitet til nedregulering og i situationer med luft i lageret men lave elpriser kan der bydes ind med kapacitet til opregulering. Det samme gør sig ikke gældende inden for markedet for primære og automatiske reserver, da der her er tale om mere komplicerede produkter (korte aktiveringstider), der ikke er prisafhængigt i samme grad som manuel regulerkraft. 8

10 Kapitel 3 Energiteknisk undersøgelse af CAES Konklusionen på arbejdet i delprojekt 2 CAES Muligheder for anvendelse af Compressed Air Energy Storage for ellagring i fremtidens elsystem Virkningsgrad og kapacitet af Compressed Air Electricity Storage (CAES) PSO-F&U-projekt nr Del-rapport II af Brian Elmegaard, Danmarks Tekniske Universitet, Rapporten har i væsentlig grad fokuseret på at afklare anvendelsen af CAES set som ellager, mens andre dele af projektet har fokuseret på reel anvendelse og økonomi. Det er i denne rapport vist at CAES har været unddersøgt i stor udstrækning for yderligere anvendelse end de to anlæg i drift, Huntorf og Alabama. De fleste undersøgelser er baseret på disse anlæg, men Alstom har foreslået en ny, forbedret proces, og et større europæisk projekt har arbejdet med det som benævnes Advanced Adiabatic CAES. Det er fundet at CAES-anlæg kan deles i to pricipielt forskellige typer, adiabatisk og diabatisk. Den adiabatiske proces kan opnå lagervirkningsgrad på omtrent 75%, mens diabatisk kun opnår omkring det halve. På den anden side er lagerkapaciteten for et diabatisk flere gange større end for det adiabatiske system. De fungerende anlæg og det foreslåede Alstom-system er af den diabatiske type og opnår virkningsgrader på 26-43% som vist på figur 3.1. Det konkluderes at virkningsgraden af CAES er under hvad der må forventes af et ellager, fx har batterier eller vandkraft væsentligt bedre virkningsgrad. Dog kan udvikling inden for adiabatiske systemer vise at CAES bliver et konkurrencedygtigt alternativ til disse lagertyper. 9

11 η s = 1 η s = 0.9 η s = 0.8 η s = Virkningsgrad [ ] Trykforhold [ ] Figur 3.1: Virkningsgrad Diabatisk CAES 3.1 Optimering af Compressed Air Energy Storage Konklusionen på arbejdet i specialet Optimering af Compressed Air Energy Storage af Jacob Vester, Danmarks Tekniske Universitet, 2008 Det konkluderes, at det vil være muligt at opnå en el-til-el virkningsgrad på op til 80% for semi-adiabatiske CAES- anlæg, og en el-til-el virkningsgrad på op til 70% for semi-isotermiske CAES-anlæg. Dette giver en forbedret potentiel omsætning i forhold til gamle anlæg, der har en virkningsgrad på 40-50%. Figur 3.2: Exergiomsætning i Huntorfprocessen 10

12 Det gennemsnitlige, årlige indtjeningspotentiale, fra jan jan. 2008, er på 22.3 mio. dkr., ved en virkningsgrad på 50 %, fordobles ved en virkningsgrad på 67.9% og tredobles ved en virkningsgrad på 81%. Undersøgelsen viser, se figur 3.2, desuden at det største tab af exergi i CAES-anlæggene sker i brændere hvor der er store temperaturforskelle og i kølere hvor varmen ikke udnyttes til interne eller eksterne formål. Drøvling er derimod ikke forbundet med større exergitab. Det kan samtidigt konkluderes at et lager med en injektion på 250 MW og 8 timers lagring har brug for et lager på mellem og m 3. I forbindelse med det semi-isotermiske anlæg er der desuden brug for en lagertank på mellem 17500m 3 og 25000m 3, til opbevaring af varmt vand. Denne kan være mindre eller undværes hvis noget af, eller al den termiske energi kan leveres og hentes fra et fjernvarmenet. 3.2 Lagring af el Konklusionen på arbejdet i specialet Lagring af el af Katrine Andersen, Danmarks Tekniske Universitet, 2009 Den umiddelbart mest økonomiske måde at lagre elektricitet på er i et CAESanlæg med varmelager. Det er det eneste system, der, alt afhængig af prisen på konstruktion og implementering af varmelagre, giver overskud i udgangsscenariet. Det gennemgående problem ved lagring af vindkraft er, at produktionen varierer meget, og der dermed skal bygges store lagre, som skal køre i dellast megen tid. Hvis det kan lykkes at udnytte lagrene bedre, ser det endnu mere positivt ud for CAES med varmelager, men også et konventionelt CAES anlæg har en udmærket økonomi. Selv hvis konstruktion og drift af varmelagrene er så omkostningstungt, at Huntorf CAES bliver mest økonomisk, er CAES med varmelagre værd at prioritere først, da det har et lavere naturgasforbrug per MWh end Huntorf CAES, og det dermed er bedre ud fra en miljøøkonomisk betragtning. Underjordisk vandkraftlager (PHS), hvor et aquifer udgør det nederste lager, har så god en el-til-elvirkningsgrad, at en tilstrækkelig høj udnyttelse kan betyde en indtjening på salg af el. Dog kræver det megen planlægning, da investeringsomkostningerne forbundet med konstruktion af et sådant anlæg er høje. Derimod er el-til-elvirkningsgraden for underjordisk PHS med kaverner som nedre reservoir alt for lav til, at det kan blive en fornuftig løsning i fremtiden. Aquifer-PHS er ydermere umiddelbart en god løsning, da det ikke indebærer brug af fossile brændstoffer. Der er dog en række komplikationer forbundet med at lave et underjordisk PHS-anlæg. Et system med elektrolyse, brintlagring i kaverner og endelig elproduktion ved katalyse er uøkonomisk grundet uforholdsmæssigt store investeringsomkostninger. Om end den reversible brændselscelle har vist sig at være en dårlig løsning, 11

13 når det kommer til at lagre el under de givne omstændigheder, er det ikke usandsynligt, at brændselsceller i fremtiden kan få stor betydning inden for eksempelvis produktion af syntetiske brændstoffer til transportsektoren. Varmepumper, hvor CO 2 anvendes som kølemiddel, skal forbedres før produktion af varme til fjernvarmenettet bliver en mulighed. At bruge fjernvarmenettet til reel ellagring er ikke realistisk, selv hvis lageret udnyttes bedre og varmen produceres på en varmepumpe med en høj COP. Hvis udviklingen går den rette vej, og CO 2 -varmepumpeteknologien forbedres markant, kan varmepumper eventuelt bruges til at producere varme. Både til fjernvarmenettet, men også decentralt, hvor fjernvarmenettet ikke når ud. Dermed vil overskudsel fra vedvarende energikilder kunne benyttes i stedet for de oliefyr, der i dag anvendes mange steder i landet. 12

14 Kapitel 4 Konklusion Konklusionen på projektet deles naturligt i to dele, den samfundsøkonomiske og den energitekniske. Overordnet er resultatet af projektet at CAES vil kunne fungere teknisk i både spot- og regulerkraftmarkeder. Det konkluderes dog at der samfundsøkonomisk for nuværende ikke vil være tilstrækkeligt potentiale i CAES. Den potentielle gevinst er for lav til at tilbagebetale investeringen, blandt andet sammenlignet med andre teknologiers økonomi. Disse teknologier vil have forskellige anvendelser i energisystemet og forudsætninger for implementering. De kan derfor ikke alle betragtes som direkte konkurrenter til CAES. Som ellager er den sædvanlige, diabatiske CAES ikke optimal. Proceskonfigurationen har for lav virkningsgrad til at kunne betragtes som et godt bud på at løse dette behov. Adiabatiske proceskonfigurationer er ikke modne teknologisk men vil kunne anvendes. Traditionel CAES kan ses som en proces der forøger udnyttelse af naturgas eller andre brændsler som er velegnede i gasturbiner. 13

15 DTU Mechanical Engineering Section of Thermal Energy Systems Technical University of Denmark Produktionstorvet, Bld. 427S DK Kgs. Lyngby Denmark Phone (+45) Fax (+45)