Systemanalyse af Compressed Air Energy Storage

Transkript

1 Systemanalyse af Compressed Air Energy Storage Danmarks Tekniske Universitet - Optimering, drift og implementering i det danske energimarked Jakob Rud EKSAMENSPROJEKTRAPPORT Institut for Mekanisk Teknologi Rapport no. MEK-TES-EP Vejleder: Brian Elmegaard December 2008 Termiske Energisystemer

2

3 Systemanalyse af Compressed Air Energy Storage Danmarks Tekniske Universitet - Optimering, drift og implementering i det danske energimarked Jakob Rud EKSAMENSPROJEKTRAPPORT Institut for Mekanisk Teknologi Rapport no. MEK-TES-EP Vejleder: Brian Elmegaard December 2008 Termiske Energisystemer

4

5 Resume I fremtiden skal en større del af den producerede energi komme fra vedvarende energikilder fremfor fossilt brændsel. I Danmark er det vindmøller, der står for størstedelen af energiproduktionen fra vedvarende energi. Den svingende elproduktion fra vindmøller medfører en stor elhandel med nabolandene. En forøgelse af den installerede vindkraft i Danmark vil øge elhandlen og dermed øge flaskehalsproblemerne. Når der opstår flaskehalsproblemer, er de traditionelle elproducenter nødt til at regulere produktionen for ikke at skabe eloverløb. En løsning på disse problemer er at oplagre elektricitet. I projektet er lavet en systemanalyse af et trykluftsenergilagringsanlæg med fokus på produktion og økonomi. Flere typer CAES-anlæg defineres, simuleres og optimeres i DNA. Resultaterne herfra bruges i en model af det nordiske energimarked, Balmorel. Ved at implementere diverse CAES-typer i modellen undersøges det i første omgang, hvordan et CAES-anlæg påvirker det danske energimarked. Efterfølgende undersøges, hvor meget anlæggene bliver brugt og hvordan forskellige parametre påvirker driften. Driften bruges til at fastlægge rentabiliteten for anlægget. På det grundlag besluttes det, om anlægget er rentabelt ud fra energihandel og dermed kan fungere som kommercielt anlæg. Hvis det ikke er rentabelt på denne baggrund, kan implementeringen af anlægget muligvis reducere de samfundsøkonomiske omkostninger i en så høj grad, at anlægget dermed bliver samfundsøkonomisk rentabelt. I det tilfælde kan det bruges som regulerkraft og dermed stabilisere elproduktionen.

6

7 Abstract In the future the production of energy will mainly come from renewable energy compared to fossil fuels. Most of the renewable energy production in Denmark comes from wind turbines. The fluctuating power generation from the wind turbines leads to a large trading in electricity with the neighbouring countries. An increase in installed wind power in Denmark will increase the electricity trade and thus increase the bottleneck problems. Bottleneck problems will necessitate regulation of the production from the traditional power producers in order to avoid electric overflow. A solution to these problems is electricity storage. This project is a system analysis of a compressed air energy storage (caes) facility with focus on production and economy. Several types of caes-plants are defined, simulated and optimized in DNA. These results are used in a model by the nordic energy market, Balmorel. By implementing various caes-plants in the model a study of the plants affect of the Danish energy market is made. This is then used to study how the plants are being used and how different parameters affect the operation. The operation of the plant is used to determine if the plant is cost-effective. On that basis it is decided if the plant is profitable just from energy trading and thus may serve as commercial facilities. Otherwise it may be that the implementation of the plant can reduce the socio-economic cost and hereby use the reduction as a contribution. In that case, it can be used as regulating power, and thus stabilize electricity production.

8

9 Nomenklatur A c C G m mk N P Q r η τ Annuitet Specifik økonomi Økonomi Investeringsomkostning Masse Massekoefficient Levetid Eleffekt Varmeeffekt Rentesats Virkningsgrad Tidsskridt

10

11 Indholdsfortegnelse 1. Forord Problemformulering Indledning Det danske energimarked i dag CAES Huntorf McIntosh Alternative metoder Kombination med fjernvarme Den adiabatiske model Anlægsopbygning Kompressionstrinnet Trykluftslageret Ekspansionstrinnet Varmelageret Optimering af CAES Parametre Definition af CAES-typer Scenarie Scenarie Scenarie Delkonklusion Balmorel Introduktion GAMS CAES i Balmorel Scenarie Scenarie Scenarie Validering af Balmorel Danmark Følsomhedsanalyse Installeret vindkraft i Danmark Storebæltsforbindelse Implementering af CAES-Scenarie 1 i Balmorel Implementeringen i et fiktivt område Generel produktion Udetid Implementering i Vestdanmark Varmeområde Implementering i område Implementering i område 3 og Påvirkning udefra Systemvirkningsgraden Installeret effekt Lagerstørrelse Omkostninger til drift- og vedligeholdelse...43

12 9.2.9 Udskiftning af eksisterende KV-værk Implementering af CAES-Scenarie 2 i Balmorel Implementeringen i et fiktivt område Generel produktion Implementering i Vestdanmark Implementering i område 4 og Påvirkning udefra Installeret effekt Lagerstørrelse Implementering af CAES-Scenarie 3 i Balmorel Implementering i Vestdanmark Implementering i område Påvirkning udefra Systemvirkningsgraden Installeret effekt og lagerstørrelse Delkonklusion Implementering af CAES-anlæg Matlabmodel af CAES-anlæggenes drift Økonomi Scenarie Investering Driftsøkonomi (Balmorel) Samfundsøkonomi Driftsøkonomi (Matlabmodellen) Scenarie Investering Driftsøkonomi (Balmorel) Samfundsøkonomi Driftsøkonomi (Matlabmodellen) Scenarie Investering Driftsøkonomi (Balmorel) Samfundsøkonomi Driftsøkonomi (Matlabmodellen) Bæredygtig fremtid Konklusion Perspektivering Kildehenvisninger Bilag...70 Bilag I CO2-lagringsmuligheder i Danmark...71 Bilag II Nomenklatur for komponentnavne...72 Bilag III Dokumentation af lagerligningen til Balmorel...73 Bilag IV Parameterkilder...76 Bilag V Følsomhedsanalyse...77 Bilag VI Anlægsdata...78 Bilag VII Økonomi...80 Bilag VIII Samfundsøkonomi

13 1. Forord Dette speciale er udarbejdet ved Danmarks Tekniske Universitet, DTU, i samarbejde med institut for Mekanisk Teknologi under vejledning af Brian Elmegaard, lektor ved Sektionen for Termiske Energisystemer, Mekanisk Teknologi, DTU. Projektet er normeret til 40 ECTS-point. En stor del af projektet har været arbejde med Balmorel. I den forbindelse vil undertegnede gerne have lov til at takke Hans Ravn, Ramløse EDB, og Lars Bregnbæk, EA Energianalyse, for deres hjælp til dette. Danmarks Tekniske Universitet, Kgs. Lyngby, December

14 2. Problemformulering Udgangspunktet for projektet er en systemanalyse af energilagringssystemet Compressed Air Energy Storage (CAES). Metoden er at komprimere luft og lagre denne i underjordiske kaverner. Når efterspørgslen på elektricitet er høj ekspanderes luften og producerer hermed elektricitet direkte til elmarkedet. Der vil i projektet blive lavet flere modeller af CAES-anlæg i simulerings-værktøjet DNA. De tre anlægstyper er: Scenarie 1: Kompressionstrinnet kobles til fjernvarmenettet og Ekspansionstrinnet opvarmes ved brug af naturgas. Scenarie 2: Kompressionstrinnet og Ekspansionstrinnet kobles til fjernvarmenettet. Scenarie 3: Kompressionstrinnet og Ekspansionstrinnet kobles til et varmelager. Ud fra disse simuleringer laves en tilnærmelse af anlægget i Balmorel. Balmorel skal bruges til at lave et estimere produktionen, driften og økonomien af CAES-anlægget samt undersøge påvirkningen af CAES-anlæg ved ændring af forskellige parametre. Ud fra modellen besvares følgende spørgsmål: Hvor stort er produktionspotentialet for et CAES-anlæg i det danske energimarked? Hvordan vil implementeringen af et CAES-anlæg påvirke det danske energimarked? Hvordan bliver driften af CAES-anlægget påvirket ved ændring af forskellige parametre? Yderligere skal Balmorel bruges til at finde det økonomiske potentiale for hvert CAES-anlæg. Hvis anlægget giver overskud vil det være muligt at drive det kommercielt. Hvis det giver underskud vil det kunne drives af Energinet.dk som reservekraft eller stabilisering af elnettet. Med det som udgangspunkt besvares følgende spørgsmål: Hvor stor er den økonomiske gevinst eller det økonomiske tab ved konstruktion og drift af et CAES-anlæg? 4

15 3. Indledning Det danske elsystem består i dag hovedsageligt af fossilfyrede kraftvarmeværker samt vindmøller. I Danmark dækker elproduktionen fra vindmøllerne omkring 20 % af elforbruget. Problemet med elproduktionen fra vindmøller er, at produktionen ikke kan kontrolleres og at produktionen derfor også er kompliceret at prognosticere. Vindmøllernes ukontrollerbare elproduktion gør, at elnettet bliver ustabilt. Det kan medføre, at overskudsproduktionen af elektricitet sælges billigt til nabolandene for at undgå eloverløb eller, at kraftvarmeværkerne skal op- eller nedregulere deres elproduktion. Reguleringen af kraftvarmeværkerne kan medføre forringelse af energiudnyttelsen. En naturlig fremtid for det danske energisystem byder på energibesparelser, energieffektiviseringer samt større installeret vindmølleeffekt. Politisk set er driften af vindmøller blevet mere rentabelt efter, der i februar 2008 blev indgået en politisk aftale om den danske energipolitik i årene [1]. Yderligere er der udbudt to havmølleparker på hver 200 MW til idriftssættelse i 2012 og reserveret areal på land til to vindmølleparker på hver 75 MW. Målsætningen inden for energibesparelser er at reducere bruttoenergiforbruget med 2 % i 2011 i forhold til 2006 og med 4 % i 2020 i forhold til Disse mål leder alle til en reduktion af CO 2 -udslippet, men det vil også øge konsekvenserne af de tidligere nævnte problemer, idet elproduktionen fra vindmøller vil komme til at have en større andel af det danske elforbrug. I dette projekt vil der, af de tre nævnte, fokuseres på installeret effekt fra vindkraft. En måde at imødekomme problemet på er at oplagre elektricitet. Desværre er det ikke nemt at finde gode lagringsmuligheder for elektricitet. Nogle af de mere udbredte lagringsmetoder er batterier, brint og pumped storage. Sidstnævnte lagringsmulighed går ud på at opdæmme vand i reservoirs til senere udnyttelse i vandkraftværker. Det er dog ikke så relevant for Danmark. Både batterier og brint er fremme for tiden som alternativer transportsektoren. En af de mindre udbredte metoder er trykluftsenergilagring benævnt CAES (Compressed Air Energy Storage). Der findes i dag to af disse anlæg: et i Huntorf, Tyskland og et i Alabama, USA. Et CAES-anlæg bruger elektricitet til at komprimere luft i grotter under jorden. Dette kan eksempelvis gøres når elprisen er lav. Elektriciteten er på den måde opbevaret indtil man får brug for den igen. En af de samfundsmæssige fordele ved energilagring er stabilisering af elnettet. Lagringsanlægget kan eksempelvis aftage den merproduktion, der kan komme ved uventet elproduktion fra vindmøller. En fordel ved netop et CAES-anlæg er, at der ved kompressionen produceres en del varme. Denne varme kan overføres til fjernvarmenettet. Idet luften efter tryksætningen skal lagres, skal der bruges et stort reservoir. Et sådan reservoir kan eksempelvis være en af de mange salthorste, der ligger i den danske undergrund. Der er flere steder i Danmark, hvor der ligger salthorste, hvis volumen er langt større end de lagre, der allerede er i brug. I forbindelse med det fokus der for tiden er på klimaet, har GEUS lavet et oversigtskort over områder i Danmark med store CO 2 -udledninger og områder med 5

16 potentielle lokaliteter til CO 2 -lagring. Dette kort er vedlagt i Bilag I [2]. Kortet viser yderligere nogle af de centrale kraftvarmeværker i Jylland. Hvis disse steder kan bruges til CO 2 -lagring, kan de formentlig også bruges til luftlagring. 6

17 4. Det danske energimarked i dag Størstedelen af den danske elforsyning dækkes i dag af de centrale kraftvarmeværker. Varmeforsyningen dækkes ligeledes af central og decentral kraftvarme, men en del af varmen kommer også fra affaldsforbrænding. Den samlede elproduktion var i 2007 [3a] på 37 TWh, hvoraf de centrale kraftvarmeværker stod for 63 % af produktionen og de decentrale kraftvarmeværker og vindmøllerne stod for hver små 19 %. Produktionen var 1,6% højere end det samlede forbrug. På timebasis afviger produktionen dog omkring 20% fra forbruget. Det vil medføre, at store mængder elektricitet bliver sendt over grænserne. Som følge heraf kan der opstå flaskehalsproblemer. I 59 % af 2007 var overføringen mellem Vestdanmark og Norge på det maksimale [3a]. Den samlede installerede effekt i Danmark fordelt over hovedområderne er vist i tabel 1. Installeret eleffekt [MW] Centrale værker 9609 Decentrale værker 1589 Vindkraft 3133 tabel 1: Oversigt over den installerede eleffekt i Danmark for de tre hovedområder: Centrale og decentrale værker samt vindmøller [4]. Set fra et økonomisk synspunkt afhænger brugen af et ellager meget af elprisens variationer. I det følgende beskrives derfor hvordan, den danske elpris varierer over døgnet. Graferne på figur 1 viser elprisen og forbruget fra 2007 fordelt over døgnets timer. Graferne viser at prisen og forbruget svinger meget over døgnet og er lavest om natten. figur 1: Den gennemsnitlige danske elpris (til venstre) og det gennemsnitlige danske elforbrug (til højre) som funktion af døgnets timer i

18 Ud af de timer, i 2007, hvor elprisen var under 100 kr/mwh, lå 79 % af forekomsterne i tidsrummet Af de timer, hvor elprisen var over 300 kr/mwh, lå 75 % af forekomsterne i tidsrummet Disse fordelinger er vist på figur 2. Graferne viser, hvor mange dage i 2007 elprisen var under 100 kr/mwh og hvor mange dage elprisen var over 300 kr/mwh i hver af døgnets timer. figur 2: Til venstre ses hvornår i døgnet elprisen 1 i 2007 var under 100 kr/mwh. Til højre ses hvornår i døgnet elprisen i 2007 var over 300 kr/mwh. 1 Data brugt til figuren er for Vestdanmark. 8

19 5. CAES Et trykluftslagringsanlæg er en relativ simpel form for energilagring og de komponenter, der bruges i et sådan anlæg, er almindelig kendt. Der er hidtil kun to eksisterende anlæg i drift. På figur 3 er vist en simpel udgave af et CAES-anlæg. Luft fra omgivelserne bliver komprimeret i et kompressortrin bestående af flere kompressorer. Kompressorerne drives af en elmotor, der får strøm fra elnettet. Kompressorerne komprimerer luft til bar. Som følge heraf stiger lufttemperaturen også. Efter hver kompressor køles luften. Når kompressionen er fuldendt, ledes luften ned i en kaverne under jordoverfladen. Eksempler på kaverner er udskyllede salthorste eller akviferer i kalk eller sandsten. Heri fungerer trykluften som et energilager. Når luften skal ud af lageret, ledes det først gennem en ventil, der drøvler luften til konstant tryk. Herefter opvarmes luften i en brænder eller varmeveksler, inden det sendes gennem første turbine. Ekspansionstrinnet består af flere turbiner og brændere/varmevekslere. Turbinerne driver en generator, der producerer elektricitet til elnettet. Luft ind Luft ud M K T G Q ud V U V I Q ind L figur 3: Simpel udgave af et trykluftslagringsanlæg (nomenklatur for komponentnavnene findes i Bilag II). Hvis anlægget bliver konstrueret som vist på figur 3, vil der umiddelbart gå en del energi tabt i form af varmeveksling af luft på kompressionstrinnet til omgivelserne. Reduceres temperaturen ikke, vil det medføre et varmetab under lagringsperioden. Hvis kavernen er en udskyllet salthorst, vil der yderligere være en risiko for, at saltet ikke kan klare den høje temperatur. Typen af CAES-anlæg varierer meget. Udover de to realiserede anlæg er der flere typer på tegnebrættet. Eksempler på realiserede og modellerede anlæg følger i de næste afsnit. 9

20 5.1 Huntorf Som nævnt i forrige afsnit er der hidtil kun to CAES-anlæg i verden. Det ene ligger i Huntorf, Tyskland og blev driftsat i Et simplificeret komponentdiagram af anlægget er vist på figur 4 [5] og [6]. Anlægget består af to kompressorer, der komprimerer luften op til 70 bar. Efter første kompressor ledes den opvarmede luft gennem en varmeveksler, der reducerer temperaturen af luften. Efter anden kompressor ledes luften gennem endnu en varmeveksler, en efterkøler, for at reducere temperaturen af luften til omkring 50 C. Luften ledes herefter videre til lageret. Lageret består af to kaverner på hver m 3. I et tomt 2 lager er trykket 43 bar. Når luften trækkes ud af lageret ledes det, inden ekspansionstrinnet, først ud gennem en ventil, der drøvler trykket til 41 bar. Når luft ekspanderes, falder temperaturen. Luften varmes derfor op, inden den ledes ind i første turbine. Den første opvarmning sker ved brug af en rekuperator, der bruger energien i den luft, der ledes ud til omgivelserne efter ekspansionstrinnet. Efterfølgende ledes den forvarmede luft gennem en brænder, hvor forbrænding af naturgas hæver temperaturen. Røggassen ledes gennem første turbine, hvor temperaturen og trykket falder. Efterfølgende ledes røggassen igennem endnu en brænder og en turbine. Inden røggassen ledes ud af systemet til omgivelserne, ledes den som tidligere nævnt, gennem en rekuperator for at forvarme luften fra lageret. Idet rekuperatoren ikke er med i komponentdiagrammet i [5 (s. 115)] fra 1994, må det formodes at denne komponent først blev tilføjet efter, værket blev idriftsat. Luft ind Luft ud M K K M K R E K V B T T G B L L figur 4: Komponentdiagram af Huntorf CAES-anlæg. Huntorf-anlægget kan oplade i otte timer med en effekt på 60 MW el og aflade i to timer med 290 MW el. Virkningsgraden af Huntorf-anlægget er 40 %; fundet som forholdet mellem elproduktionen og summen af el- og naturgasforbruget. På 2 tomt og fyldt lager beskrives i afsnit Trykluftslageret 10

21 ekspansionstrinnet bruges 1,68 MW ex [5 (s. 117)] naturgas til hver MW ex produceret elektricitet. Exergi el er lig energi el. 5.2 McIntosh Det andet fungerende CAES-anlæg ligger i McIntosh, Alabama, og blev driftsat i Anlæggets struktur (figur 5) minder meget om Huntorf-anlægget. I McIntosh består lageret kun af en enkelt kaverne i stedet for Huntorfs to kaverner. Yderligere er den ene brænder flyttet fra at være placeret før den første turbine til at være placeret efter den anden turbine. Ekspansionstrinnet kan levere 110 MWel og har en høj virkningsgrad ved lav last. Yderligere kan anlægget ændre lasten med 33 MW/s, hvilket er omtrendt tre gange hurtigere end et alm. kraftværk. Trykket i det tomme lager er 45 bar og trykket i det fyldte lager er 74 bar. Volumenet af kavernen er m 3 [7]. Luft ind Luft ud M K K B M K E K V R T T G B L figur 5: Komponentdiagram af McIntosh CAES-anlæg. 5.3 Alternative metoder Der er mange idéer og metoder til at konsturere et CAES-anlæg. Ved konstruktionen af et CAES-anlæg skal man blandt andet overveje, hvad man skal gøre med den varme, der dannes ved komprimeringen af luften samt, hvad man skal gøre ved opvarmningen af luften inden ekspansionen. Udnyttes energien fra højtemperaturluften ikke, medfører det et stort tab. Ved ekspansionstrinnet er problemet anderledes. Det er her både fornuftigt, men også nødvendigt at hæve luftens temperatur inden, denne sendes gennem turbinerne. Temperaturen må ikke være for lav, da turbinerne ikke har godt af temperaturer under frysepunktet. Yderligere stiger virkningsgraden for ekspansionstrinnet ved stigende indløbstemperatur. 11

22 I de følgende afsnit beskrives forskellige idéer til køling og opvarmning af luften Kombination med fjernvarme En mulig løsning til udnyttelse af energien fra kompressoren er at kombinere CAESanlægget med fjernvarmenettet. Energien i luften efter kompressionen bruges til at opvarme returvandet i fjernvarmenettet. Opvarmingen inden ekspansionen kan ske ved eksempelvis aftag af varme fra fremløbsvand eller ved forbrænding af naturgas (figur 6). Luft ind Luft ud M K T G Q ud Q ind L figur 6: CAES-anlæg kombineret med fjernvarmenettet. Fordelen ved at bruge naturgas er at det giver en bedre energiudnyttelse da temperaturen kan blive meget højere end ved brug af fjernvarmevand. Dette beskrives i et senere afsnit. Ulempen er afhængigheden af et fossilt brændsel Den adiabatiske model En anden løsning til at udnytte energien i luften efter kompressionstrinnet er at lagre den i et varmelager som vist på figur 7. Den oplagrede energi kan dernæst bruges til at opvarme luften mellem lageret og ekspansionstrinnet. Varmelageret er en varmeveksler og vil fungere således, at den varme luft afgiver energi til materialet i lageret. Når luften ledes ud af kavernen, vil den igen ledes gennem varmeveksleren, hvor den modtager energi fra materialet og varmes op. 12

23 Luft ind Luft ud M K T G V L Q L figur 7: Komponentdiagram af det adiabatiske CAES-anlæg. Fordelen vil dette anlæg er også dets ulempe. Anlægget er isoleret fra andre energikilder og bærere, som naturgas og fjernvarme. Det kan være en fordel for anlægget i fremtiden at være isoleret. Uden naturgasforbrug forsvinder problematikken med CO 2 -reduktionen og den fremtidige mangel på naturgas. Uden fjernvarmeforbrug er anlægget uafhængigt af fjernvarmenettet og har dermed fjernet en af de større begrænsninger inden for den geografiske placering af anlægget. Ulempen ved at undgå naturgas og fjernvarme er, at handlen med disse kan øge både energiudnyttelsen direkte og yderligere øge indtægten. Energiudnyttelsen øges ved at den producerede varme sendes ud i fjernvarmenettet med det samme i stedet for at ligge i en varmebeholder, der med tiden taber energi til omgivelserne. Økonomien forbedres både som følge af en bedre energiudnyttelse, men også ved at naturgas er billigere end fjernvarme og derfor kan give en ekstra indtægt og gøre anlægget eftertragtet i perioder, hvor elvariationen ikke er høj nok. 5.4 Anlægsopbygning Til et anlæg med mange komponenter hører også mange begrænsninger. Nogle vil medføre et exergitab mens andre vil medføre reduktion i anlægsudnyttelsen. Følgende afsnit beskriver begrænsningerne for de komponenter, der bruges i et CAES-anlæg og hvad de medfører. Yderligere vil der blive arbejdet hen mod de anlæg, der senere hen i dette projekt skal tages udgangspunkt i Kompressionstrinnet Første del af CAES-anlægget består af kompressorer og varmevekslere. 13

24 Kompressorerne tryksætter luften, der herved varmes op. Exergien i luften trækkes ud for at sænke temperaturen inden, luften ledes ned i lageret. Dette gøres i varmevekslerne, der overfører exergi fra luften til et andet medie. En stor del af exergitabet ligger i kølingen af luft med omgivelserne. Det er derfor naturligt, at et anlæg bør kobles til fjernvarmenettet, hvis dette er muligt. Salg af fjernvarme vil have en vigtig påvirkning af driftsøkonomien for CAES-anlægget. Koblingen med fjernvarmenettet kan også medføre en bedre energiudnyttelse af kraftvarmeværkerne. Hvis efterspørgslen på varme er høj, men efterspørgslen på el ikke følger med, kan man vælge at øge elproduktionen og sænke varmeproduktionen på værket. Det bør give en bedre energiudnyttelse af værket. Der mangler nu noget varmeproduktion, men der er overskud af elproduktion. Den overskudne el kan bruges til at lagre luft i CAES-anlægget og der bliver dermed produceret den manglende varme. Et spildprodukt heraf vil være oplagring af trykluft. Dette scenarie vil umiddelbart have sine fordele om natten i de kolde tider, hvor elektricitetsbehovet er lavt og varmebehovet er nogenlunde som i dagtimerne. Kompressionstrinnet i et CAES-anlæg er derfor som et elvarmeanlæg Trykluftslageret I kavernen er der flere parametre der sætter begrænsninger for udnyttelse af pladsen og påvirker andre komponenter. Når kavernen tidligere er beskrevet som enten værende tom eller fuld er det pga. trykbegrænsninger i kavernen. Idet kavernen ligger langt nede under jordoverfladen, vil et højt tryk være nødvendigt for at undgå kollaps. Kavernen er derfor ikke som sådan tom, men det er ikke muligt at udnytte det resterende tryksatte luft. Minimumstrykket i kavernen er, som tidligere nævnt, 43 bar for Huntorf-CAES og 45 bar for McIntosh-CAES. Der er ikke store exergimæssige tab ved at have dette minimumstryk, eftersom det antages at luften ikke taber tryk. Der er et tryktab i forbindelse med lagringen, men den antages at være negligibel. Denne mængde skal derfor naturligvis ikke tryksættes igen ved en ny kompression. Der vil dog, i forbindelse med at kavernen indeholder en del luft der ikke udnyttes, være en ekstraudgift til konstruktionen af lageret, der dermed skal laves større, end hvis al luften i lageret kunne udnyttes. Trykket i et fyldt lager kan være meget højt. Eksempelvis er trykket i naturgaslageret i Lille Torup omkring bar [3b]. Ulempen ved at komprimere luften til høje tryk, er at trykluften drøvles, inden det ledes gennem turbinen og det vil medføre store exergitab. Fordelen ved høje tryk er, at et mindre kavernevolumen er nødvendigt. Hvis en udskyllet salthorst er brugt som lager, er det nødvendigt at reducere luftens temperatur. Smeltepunktet for salt er omkring 800 C og der er derfor en risiko for, at saltet smelter eller deformerer, hvis der ikke bliver fjernet noget energi fra luften, inden denne ledes ind i kavernen. Som tidligere nævnt vil det lede til store exergitab, hvis luftens høje temperatur ikke udnyttes, hvilket giver en anden god grund til at reducere luftens temperatur inden lagring. Anlægget i Huntorf har to kaverner. Fordelen ved to små kaverner i stedet for en stor er blandt andet, at kun halvdelen af anlægget er ude af drift i tilfælde af problemer med en kaverne og ligeledes ved revision/vedligeholdelse af anlægget. Anlægget vil 14

25 kunne, med en kaverne ude af drift, køre med samme last som normalt. Mindre kavernekapacitet vil kun medføre en reduktion af drifttiden. Det vil dog stadig gøre anlægget mere driftsikkert. Da ekspansionstrinnet bruger naturgas til opvarming, udledes eksempelvis CO 2 og NO x. Et adiabatisk lager kan derfor have en miljømæssig fordel, idet der ikke tilføres noget varme udefra og heller ikke trækkes noget ud af anlægget. Det vil derfor være et rent el-til-el anlæg. Det adiabatiske lager vil desværre ikke være helt adiabatisk. Der vil være en risiko for store exergitab, hvis der går for lang tid mellem op- og aflagring, og temperaturen af varmelageret vil dermed falde. Hvor meget af energien der går tabt er afhængigt af varmelagerets type og den tid varmen skal opbevares. Opholdstiden i lageret vil variere meget, og vil afhænge af driftmetoden. Hvis anlægget drives kommercielt, vil det sandsynligvis ikke være i drift i hvert døgn. Det vil i stedet kun være i drift når der kan tjenes penge på det. Der kan således gå flere dage mellem lageret fyldes til det igen tømmes. Umiddelbart må det være nødvendigt også at have mulighed for at hæve temperaturen på anden måde. En brænder kunne være en vigtig ekstra komponent i dette system for at hæve temperaturen yderligere efter varmelageret i tilfælde af at lageret har mistet for meget energi og dermed ikke kan opvarme luften nok. Hvis anlægget drives af Energinet.dk for at stabilisere elnettet, vil det muligvis være i drift så godt som hver dag og der vil derfor være bedre udnyttelse af metoden. Betegnelsen stabilisering bruges her som regulering af elproduktionen fra vindmøller, der varierer meget. Lageret kan derfor aftage dele af den ujævne produktion eller bidrage til denne. Størrelsen af lageret vil være op til en økonomisk overvejelse. På den ene side står udgiften til lageret. På den anden side står udgiften til kompressionen. Da trykket reduceres inden ekspansionstrinnet, tabes en del exergi ved at komprimere til høje tryk. Lagerets størrelse bestemmes til dels også af den installerede effekt af kompressions- og ekspansionstrinnene. Systemet skal som helhed passe sammen. Hvis op- og afladningstiden er for lang, er lageret ikke stort nok. Omvendt skal lageret heller ikke begrænse produktionen for meget Ekspansionstrinnet Den sidste del af anlægget er ekspansionstrinnet. Når lageret tømmes, bliver luften drøvlet til et lavere tryk. Det sker for, at turbinerne får konstant trykforhold. Når luft ekspanderer falder temperaturen. Da lagertemperaturen allerede er relativ lav er det nødvendigt at tilføre varme til luften, inden denne sendes gennem turbinerne. En høj lufttemperatur vil både medføre, at luften ikke falder til under frysepunktet, men vil også give en højere exergiudnyttelse af anlægget. For at redde en del af overskudsvarmen fra udløbstemperaturen, kan der placeres en rekuperator efter sidste turbine. Denne vil bruge exergien i luften til at opvarme luften fra kavernen, inden den ledes gennem første brænder. Efter rekuperatoren kan dele af den resterende exergi udnyttes til fjernvarme. Opvarmningen af luften inden turbinerne sker i de allerede eksisterende anlæg ved at brænde naturgas af. Fordelen ved en høj brændertemperatur indløbstemperatur til turbinen er, at der bliver produceret mere elektricitet på turbinerne fra samme trykluft. Hvis anlægget skal drives kommercielt, kunne en høj elproduktion være at 15

26 foretrække, idet der skal spilles på den meget varierende elpriser. Ulempen ved brænderen er, at naturgasafbrænding forurener og gør anlægget afhængigt af et fossilt brændsel. Problemet med forureningen kan reduceres ved at have en lavere brændertemperatur. Ved at bruge en brændertemperatur der netop opfylder kravet om, at temperaturen af luften ikke må falde til under frysepunktet, reduceres naturgasforbruget og dermed CO 2 -udledningen markant. Det er muligt at bruge andet, og mere bæredygtigt, brændsel såsom affald eller biobrændsel, men det vil ikke blive undersøgt yderligere i dette projekt. En anden løsning, der både klarer problemet med forurening og brændselsafhængigheden, er at bruge fjernvarme til opvarmning. Der er den ulempe, at fjernvarmevandet er produceret på et varmeværk et andet sted. Der vil derfor både være forbundet et exergitab fra varmeværkets side samt et transmissionstab. I Danmark bliver varmen ofte produceret sideløbende med elektricitet og med en høj energiudnyttelse. Da anlægget allerede, som nævnt i afsnittet om kompressionstrinnet, vil være tilknyttet fjernvarmenettet, vil der ikke være samme afhængighed som med naturgas. En anden ulempe ved fjernvarme er den lave temperatur, der begrænser elproduktionen Varmelageret En alternativ løsning er at oplagre varmen fra kompressionstrinnet i et varmelager og efterfølgende bruge dette til opvarmning af luften inden turbinerne i ekspansionstrinnet. Dette vil med fordel isolere anlægget fra fjernvarmenettet. Et problem med CAES-anlæggene i de tidligere scenarier er, at de er afhængige af, at der er fjernvarmekunder i nærheden. 16

27 6. Optimering af CAES CAES-modellerne er lavet i simuleringsværktøjet DNA. DNA har integreret ligninger og begrænsninger for flere komponenter og kan med input i form af temperaturer, tryk m.m. give et ønsket output. Der er ikke lavet modeller af de allerede eksisterende anlæg, idet de begge menes at have for mange unødvendige exergitab. Dog udvikles der videre på anlægstyperne for at simulere et anlæg med højere energiudnyttelse. Der er allerede gennemgået flere fordele og ulemper ved forskellige sammensætninger af CAES-anlæg. De næste afsnit vil beskrive, hvilke parametre der er nødvendige at begrænse og heraf finde nogle anlægssammensætninger, der har hver deres fordele og ulemper. Hver anlægstype vil blive simuleret og optimeret. Der bliver fokuseret på tre typer anlæg. Forskellen på de tre typer er kølingsmetoden på kompressortrinnet samt opvarmningen af luften inden turbinerne. Trykluftslageret er det samme. Scenarie 1: Kompressionstrinnet kobles til fjernvarmenettet og Ekspansionstrinnet opvarmes ved brug af naturgas. Scenarie 2: Kompressionstrinnet og Ekspansionstrinnet kobles til fjernvarmenettet. Scenarie 3: Kompressionstrinnet og Ekspansionstrinnet kobles til et varmelager. 6.1 Parametre I følgende afsnit beskrives valget af parametre for anlæggene. Følgende parametre fastsættes: Lagertemperatur Lagertryk Turbinetryk Fjernvarmetemperatur Fjernvarmetryk Inden luften ledes ned i lageret vil temperaturen af luften være blevet reduceret til omkring 80 C. I naturgaslageret i Lille Torup er temperaturen C ved maksimal fyldning og C efter en hurtig tømning. Da temperaturen til lageret er omkring 40 grader højere ved indløb end naturgaslageret forventes temperaturen i lageret at være omkring 65 C. Minimumtrykket i lageret antages at være 50 bar og maksimumtrykket sættes til 100 bar. Minimumtrykket er hhv. 43 og 45 bar for Huntorf-CAES og McIntosh-CAES og maksimumtrykket er hhv. 70 og 74 bar. Da trykket i projektets anlæg vælges til at være op til 100 bar, medfører det, at lageret skal have en dybere beliggenhed og dermed vil et højere minimumtryk være nødvendigt. Maksimumtrykket må ikke være 17

28 for højt, da det kan ødelægge kavernen, men bør ikke være for lavt da det vil forringe udnyttelsen af lagerpladsen. Efter lageret ledes luften gennem en ventil. Her drøvles luften, inden den sendes videre gennem ekspansionstrinnet. Det er antaget, at der drøvles ned til lagerets minimumtryk på 50 bar. I scenarie 1 og 2, hvor der bruges fjernvarme til kompressionstrinnet, antages en fremløbstemperatur på 120 C og en returtemperatur på 50 C. Trykket er omkring 4 bar for at sikre, at vandet ikke fordamper. 6.2 Definition af CAES-typer På figur 8 er vist komponentdiagrammer for de tre scenarier. Kompressortrinnet består af et endnu ikke bestemt antal kompressorer og varmevekslere. Ligeledes består ekspansionstrinnet af et endnu ikke bestemt antal kompressorer og varmevekslere/brændere. Diagrammet til venstre viser både scenarie 1 og 2. I scenarie 1 kommer varmeinputtet fra naturgas og i scenarie 2 kommer det fra fjernvarme. Luft ind Luft ud Luft ind Luft ud M K T G M K T G Q ud Q ind V L Q L L figur 8: Komponentdiagram af de tre CAES-scenarier. Til venstre er anlægget fra scenarie 1 og 2. Til højre er det fra scenarie 3. Det antages, at tryktabet over brændere og varmevekslere er 3 % [8 (s. 94)] af indløbstrykket. Effektiviteten af varmevekslere antages i scenarie 1 og 2 at være 0,8. I scenarie 3 vil den være højere, men dette beskrives i det respektive afsnit. Kompressorernes mekaniske virkningsgrad antages at være 99 % [8 (s. 66)]. Trykforholdet over kompressorerne vil være konstant for den respektive model og det samme gælder for turbinerne Scenarie 1 Det første anlæg der bliver optimeret, er en udvidelse af de klassiske CAES-anlæg i Huntorf og McIntosh. I dette scenarie udnyttes varmen fra kompressionstrinnet til opvarmning af fjernvarmenettet i stedet for at køle kompressorerne. I ekspansionstrinnet varmes luften op ved brug af naturgas, ligesom det sker på de to kendte anlæg. Anlægget deles i første omgang op i to dele: kompressionstrinnet og ekspansionstrinnet. På både kompressions- og ekspansionstrinnet vil der optimeres på 18

29 antallet af komponenter. På ekspansionstrinnet vil der yderligere blive undersøgt, hvordan brændertemperaturen påvirker exergivirkningsgraden og naturgasforbruget. Efter en kompressor vil der følge en varmeveksler. På figur 9 er vist exergivirkningsgraden som funktion af antallet af kompressorer. Exergivirkningsgrad som funktion af antallet af kompressorer 0,85 Exergivirkningsgrad 0,8 0,75 0,7 0,65 0,6 0,55 0, Ex lager ind Ex ventil ud Antal kompressorer figur 9: Exergivirkningsgraden for kompressionstrinnet som funktion af antallet af kompressorog varmevekslertrin Exergivirkningsgraden for kompressionstrinnet stiger ved brug af flere kompressorer i serie. Det anes dog, at hældningen begynder at flade ud og antallet af kompressorer begrænses derfor til fem. Figuren viser exergivirkningsgraden to steder i anlægget. Det ene sted er efter sidste varmeveksler i kompressionstrinnet, altså lige inden luften ledes ned i lageret. Det andet sted er efter ventilen, hvor der drøvles ned til 50 bar. Det ses, at exergivirkningsgraden for kompressionstrinnet falder med 8-9 %-point ved drøvlingen. Der vil forekomme exergitab i en varmeveksling, fordi den højeste temperatur ud af varmeveksleren vil være lavere end den højeste ind i varmeveksleren. Når differencen mellem temperaturerne af det kolde og varme medie falder, vil exergitabet også falde. Ved at have flere kompressorer reduceres den høje temperatur af det varme medie og exergitabet reduceres dermed. På figur 10 er vist exergivirkningsgraderne for ekspansionstrinnet ved forskellige antal turbine/brænder-par. Der er i modellen brugt en brændertemperatur på 1100 C. Det vil medføre, at røggassen efter sidste turbine vil have en høj temperatur. Der er af den grund indsat en rekuperator efter sidste turbine, der varmer luften op mellem ventilen og første brænder. I et forsøg på at udnytte en større del af exergien i røggassen kan der tilføjes en varmeveksler efter rekuperatoren. Denne varmeveksler bruger exergien i luften til at varme fjernvarmevand, inden luften ledes ud af anlægget. I det følgende vil der blive optimeret på ekspansionstrinnet. Som det kan ses på figur 10 falder exergivirkningsgraden ved højere antal turbiner. Der er ligesom for kompressoren valgt at teste brugen af 2-5 af de respektive komponenter. Følges grafen ned til en enkelt turbine, vil denne have en endnu højere exergivirkningsgrad. Flere komponenter medfører flere tryktab. Et system med kun én turbine vil medføre 19

30 et trykforhold over turbinen på 50 bar, hvilket ikke er normalt for turbiner. Der vil i det følgende fokuseres på eksemplet med to turbiner. Exergivirkningsgrad som funktion af antallet af turbiner Exergivirkningsgrad 0,670 0,665 0,660 0,655 0,650 0,645 0,640 0,635 0, Antal turbiner figur 10: Exergivirkningsgrader for ekspansionstrinnet som funktion af antallet af turbine/brænder-par. På figur 11 ses de fire exergistrømme gennem hele anlægget relativt i forhold til den samlede exergistrøm. Det er tydeligt at se, at en meget stor del af exergien i anlægget kommer fra naturgassen. Rekuperatoren giver en lidt misvisende figur. Første gang rekuperatoren optræder, stiger exergiindholdet i systemet. Det skyldes naturligvis, at der bliver modtaget varme fra et senere punkt i systemet. Exergivirkningsgraden af systemet er 63 %. 1,10 1,00 0,90 0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00 Ind Kompressor 1 Varmeveksler 1 Kompressor 2 Varmeveksler 2 Kompressor 3 Varmeveksler 3 Kompressor 4 Varmeveksler 4 Kompressor 5 Varmeveksler 5 Lager Ventil Rekuperator Brænder 1 Turbine 1 Brænder 2 Turbine 2 Rekuperator Varmeveksler 6 20 Ud Naturgas Luft/Røggas Vand figur 11: Exergiudvikling i et scenarie 1 CAES-anlæg ved en brændertemperatur på 1100 C. El

31 En høj temperatur i turbinen giver en bedre exergiudnyttelse i turbinen. Til gengæld følger en høj temperatur også et højt naturgasforbrug. Med naturgasafbrænding følger CO 2 -udledning. Fra et miljømæssigt synspunkt vil en lav brændertemperatur derfor være fordelagtig. Dermed vil en større del af elproduktionen komme fra trykluften fremfor naturgassen. Der er valgt to eksempler på lavtemperaturanlæg. I det ene anlæg sættes brændertemperaturen til 530 C. Denne temperatur er valgt, idet elforbruget og produktionen i anlægget vil blive lige store. Det andet anlæg har en brændertemperatur på 200 C, der giver en udløbstemperatur på 20 C. Dette eksempel vil reducere exergitabet i luften og vil yderligere reducere naturgasforbruget, så opvarmningen kun sørger for at undgå frost. Det første lavtemperatursanlæg har samme komponentsammensætning som højtemperatursanlægget. Det andet anlæg har så lav udløbstemperatur fra turbinen, at rekuperatoren, og den sidste varmeveksler, ikke kan bruges. 1,00 0,90 0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00 Ind Kompressor 1 Varmeveksler 1 Kompressor 2 Varmeveksler 2 Kompressor 3 Varmeveksler 3 Kompressor 4 Varmeveksler 4 Kompressor 5 Varmeveksler 5 Lager Ventil Rekuperator Brænder 1 Turbine 1 Brænder 2 Turbine 2 Rekuperator Varmeveksler 6 Ud Naturgas Luft/Røggas Vand figur 12: Exergiudvikling i et scenarie 1 CAES-anlæg ved en brændertemperatur på 530 C. På figur 12 og figur 13 ses exergistrømmene for de to lavtemperatursanlæg. Virkningsgraden af anlægget på figur 12 er 55 % og på figur 13 er den 49 %. Det er et tab på hhv. 8 og 12 %-point i forhold til højtemperatursanlægget. Fordelen ved de to lavtemperatursanlæg er, at naturgasforbruget reduceres med hhv. 48 og 76 %. El 21

32 1,00 0,90 0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00 Ind Kompressor 1 Varmeveksler 1 Kompressor 2 Varmeveksler 2 Kompressor 3 Varmeveksler 3 Kompressor 4 Varmeveksler 4 Kompressor 5 Varmeveksler 5 Lager Ventil Brænder 1 Turbine 1 Brænder 2 Turbine 2 Ud Naturgas Luft/Røggas figur 13: Exergiudvikling i et scenarie 1 CAES-anlæg ved en brændertemperatur på 200 C Scenarie 2 Anlægget fra scenarie 1 har nu skiftet opvarmningsmetode. I dette scenarie vil luften i ekspansionstrinnet blive varmet op ved brug af fjernvarme i stedet for naturgas. En af fordelene ved at undgå naturgas er at slippe for at være afhængig af et faktisk brændstof. Produktionen af fjernvarme sker ofte som en kombineret el- og varmeproduktion med en høj energiudnyttelse. Fjernvarme kan derfor produceres meget miljøvenligt og bæredygtigt. Idet anlægget allerede er koblet til fjernvarmenettet grundet kompressionstrinnets køling, bør det ikke kræve nogle særlige ekstra resourcer. Kompressionstrinnet fra scenarie 1 genbruges i dette scenarie. Der vil derfor kun blive optimeret på antallet af turbiner og varmevekslere på ekspansionstrinnet. Før hver turbine placeres en varmeveksler for at undgå, at luftens temperatur falder ned til temperaturer, der vil medføre risiko for frost. Antal turbiner Exergivirkningsgrad Udløbstemperatur [ C] 3 0,598-6,25 4 0,599 20,26 5 0,594 39,35 tabel 2: Exergivirkningsgrader og udløbstemperaturer for varieret antal turbiner. Vand El Som det ses i tabel 2, er exergivirkningsgraden stort set uændret ved variationen af turbiner. Der kan vindes ½ %-point ved at bruge fire turbiner fremfor fem, men der er en markant ændring af udløbstemperaturen. Udløbstemperaturen fra den sidste turbine er næsten 20 C højere, hvis der er fem turbiner fremfor fire. Det vil mindske risikoen for kondensering af vand på turbinebladene. 22

33 På figur 14 er vist exergistrømmen gennem systemet i scenarie 2. Der ses et jævnt exergitab gennem hele systemet. Det eneste markante fald er gennem ventilen, hvor trykket falder fra 100 bar til 50 bar. Exergivirkningsgraden for scenarie 2-anlægget er 0, ,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 Ind Kud1 figur 14: Exergiudvikling i et scenarie 2 CAES-anlæg Scenarie 3 VVud1 Kud2 VVud2 Kud3 VVud3 Kud4 VVud4 Kud5 VVud5 lager ud ventil ud VV1ud Tud1 VV2ud Tud2 VV3ud Tud3 VV4ud Tud4 VV5ud Tud5 I scenarie 2 blev anlægget uafhængigt af naturgas. I scenarie 3 vil anlægget yderligere blive uafhængigt af fjernvarmenettet. Det eneste krav til anlæggets geografiske placering er hermed, at der er en lagringsmulighed i nærheden. I stedet for køling og opvarmning ved brug af fjernvarme vil der integreres et varmelager i systemet. Der overføres energi fra den varme luft i kompressionstrinnet til varmelageret. Senere hen bruges varmen fra varmelageret til at opvarme luften, inden denne ledes gennem turbinerne. I mellemtiden bliver energien lagret i et varmelager. Exergien i både luften og varmelageret antages at være højere ved procenssens start end ved slutningen. Da luften ledes ud til omgivelserne, går exergien herfra tabt. Exergien i lageret vil ikke på samme måde gå tabt efter anlægget har stoppet driften. Da varmelageret ikke er adiabatisk, vil der gå exergi tabt under lagringen heri. Dette antages dog at være negligibelt. Da varmeoverførslen mellem luften og varmelageret ikke sker med en effektivitet på 1, vil det yderligere medføre et exergitab. Effektiviteten af varmeoverførslerne antages at være 0,95. Da varmelageret er den eneste varmekilde, vil det være nødvendigt, at der er et stort nok varmeoverførende areal til at give den ønskede effektivitet. Simuleringerne er som tidligere nævnt lavet i DNA. Da DNA ikke har integreret noget materiale, der vil være muligt til brugen af det ønskede varmelager, er der i modellen lavet en simpel varmeveksling med luft. Varmelageret vil ikke, ud fra simuleringen, blive tømt efter hver cyklus, men da lageret ikke er adiabatisk antages det at restvarmen går tabt efter hver cyklus. Ud Luft Vand El 23

34 1 0,9 0,8 0,7 0,6 varmelager 0,5 luft 0,4 el 0,3 0,2 0,1 0 Ind Kompressor 1 Kompressor 2 Kompressor 3 Kompressor 4 Kompressor 5 Varmeveksler Lager Ventil Varmeveksler Turbine 1 Turbine 2 Ud figur 15: Exergiudvikling i et scenarie 3 CAES-anlæg. På figur 15 er vist exergifordelingen gennem processen i scenariet. De store exergitab forekommer i drøvlingen, ligesom det har været i de andre scenarier, i de to varmevekslinger og ved udløbet fra systemet. I varmevekslingerne sker tabet fordi effektiviteten er under 1 og det derfor ikke er muligt at få samme høje temperatur ud som den varme luft har ind. Det er ikke muligt at genvinde dette temperaturfald. Ved udløbet falder luftens temperatur til omgivelsernes. Den samlede exergivirkningsgrad af systemet er 0,72. Drøvlingen, de to varmevekslere samt tabet til omgivelserne ved udløbet, står for over 18 %-point af det samlede exergitab på 28 % Delkonklusion Gennem de seneste afsnit er der blevet optimeret på de tidligere nævnte scenarier. Hvert scenarie har fordele og ulemper i forhold til de andre scenarier. Anlægget i scenarie 1 er afhængigt af naturgas og fjernvarmekunder. Behovet for fjernvarmekunder giver et krav til den geografiske placering af anlægget, hvilket kan være problematisk, da der i forvejen er det afgørende krav til placeringen, at der er mulighed for at lave en underjordisk kaverne. Anlægget lægger op til at være det af de tre anlæg, der er mest konkurrencedygtigt. Den kommercielle drift af et lagringsanlæg vil gå ud på at spekulere i elprisen. Elektriciteten skal købes, når den er billig, normalt om natten, og sælges når elprisen er høj. Fordelen ved at bruge naturgas, eller andet brændsel, i anlægget er, at anlægget kan få en høj indløbstemperatur til turbinerne og dermed en høj elproduktion. Som det er vist i tabel 3, kan elproduktionen let overstige elforbruget. Grænsen går ved de 530 C, hvor elproduktionen og forbruget er lige høje. Energiudnyttelsen stiger ved den høje brændertemperatur, men det gør naturgasforbruget og dermed CO 2 -udledningen også. 24

35 Anlægstype Sc 1 Sc 1 Sc 1 Sc 2 Sc 3 (1100 C) (530 C) (200 C) Exergivirkningsgrad 0,63 0,55 0,49 0,60 0,72 El til el ratio 1,78 1,00 0,59 0,53 0,72 tabel 3: Exergivirkningsgrader for de undersøgte anlægstyper. Økonomien for anlægget i scenarie 1 er meget følsom, idet der er mange priser, der spiller ind. Herunder er fjernvarmeprisen, elprisen, naturgasprisen og CO 2 -afgiften. Der er ved drift af anlægget mulighed for at reducere brændertemperaturen og dermed er det muligt, at det i visse tilfælde kan svare sig at reducere udgifter til naturgas og CO 2 -afgift. Anlægget i scenarie 2 bruger ikke naturgas og undgår derfor et af de flere afhængige parametre fra scenarie 1. Det er dog stadig afhængigt af fjernvarmekunder i nærheden af anlægget. Det udleder som sådan ikke CO 2, idet det får el og fjernvarme udefra. Exergivirkningsgraden af anlægget ligger mellem de to scenarie 1-anlæg med højeste brændertemperatur. Anlægget i scenarie 3 er helt uafhængigt af brændsler og det eneste krav til placeringen er derfor, at der er mulighed for lagring af luften. Da de eneste egentlige strømme ind og ud af anlægget er elektricitet, er exergivirkningsgraden lig elvirkningsgraden, som det også kan ses i tabellen. Anlægget kan stadig ikke producere ligeså meget elektricitet som ved høje brændertemperaturer i scenarie 1. Anlægget lægger både op til kommerciel drift og til at stabilisere elnettet. For at få en indtægt ved drift af anlægget skal forholdet mellem købs- og salgsprisen være lig virkningsgraden. Det er ikke muligt på basis af exergivirkningsgrader at beslutte hvilket anlæg, der er bedst økonomisk og hvilket der vil være bedst til at stabilisere elnettet. Det vil være de svingende priser på naturgas, elektricitet og fjernvarme, der bestemmer dette. En metode, til at analysere de forskellige anlægs økonomi samt deres påvirkning af det danske energimarked, er modellen af det nordeuropæiske energimarked Balmorel. 25

36 7. Balmorel 7.1 Introduktion Balmorel er en model af el- og CHP-markedet med et datasæt for landene omkring det baltiske hav. Landene inden for området er Danmark, Sverige, Norge, Finland, Tyskland, Polen, Estland, Letland, Litauen og Rusland. Dog er Balmorel datasættet bedst defineret i de fire nordiske lande. Modellen er lavet i optimeringsværktøjet modelleringsværktøjet GAMS. I Balmorelmodellen er alle energisystemer defineret og alle systemer har en geografisk placering. Den groveste geografiske inddeling er landene. Alle lande er delt ind i regioner, der yderligere er delt ind i områder. Danmark er delt ind i 21 områder fordelt på to regioner. De to regioner er naturligt nok Øst- og Vestdanmark. Elektricitet kan udvekles mellem regioner og over landegrænser, mens varme produceres til områdernes egetforbrug og dermed ikke kan udvekles med andre områder [9]. Til hvert område eller region er der tilknyttet en gruppe energiteknologier samt et elog varmebehov. Dette danner grundlag for udbuds- og efterspørgsels-funktionerne, der indgår i markedsløsnigen. Energisystemerne beskrives ud fra de teknologier, der anvendes, herunder deres type, virkningsgrad, miljøforhold samt brændsel. Derudover bliver de enkelte energisystemer tilknyttet et geografisk område, hvor de også får en installeret effekt. Mellem regionerne er der defineret transmissionslinier, med transmissionskapacitet og evt. et transmissionstab eller omkostning. Hvis der ses på Nordpoolområdet (NP) isoleret vil Balmorel ikke regne et land som Tyskland med i simuleringen. Da Tyskland og Danmark handler meget sammen med el, vil det ikke være realistisk at tage Tyskland ud af ligningen. Man definerer derfor en mængde elektricitet, der handles med et tredjeland. Da Danmark er forbundet til Sverige, Norge og Tyskland hvoraf Sverige og Norge er med i simuleringen står Tyskland for hele den danske handel med tredjelande. Tilsvarende har Sverige forbindelse til Polen, og Finalnd til Rusland og Estland. Til at bestemme hvornår der udveksles elektricitet mellem Tyskland NP området og tredielande og Danmark bruges i dette datasæt historiske data. Omkring økonomien i Balmorel medregnes eksempelvis CO 2 -afgifter og brændselspriser. Brændslerne defineres ud fra omkostninger per energienhed samt f.eks. svovlindhold. Øvrige elementer i økonomien er bl.a. skatter og afgifter. 7.2 GAMS Til at programmere modellen Balmorel bruges værktøjet Generel Algebraic Modeling System (GAMS 3 ). GAMS er et veludviklet modelleringsværktøj, der indlæser de givne inddata og definerer modellen i form af ligningsløser. Ved at give ligninger, begrænsninger, variabler og målfunktion. Det formulerede problem sendes af GAMS

37 til et optimeringsværktøj, der finder den optimale løsning og kommunikerer den tilbage til GAMS. For Balmorel er den optimale løsning den med laveste samlede omkostninger, hvis forbruget ikke er følsomt. Der defineres forskellige systemer der hver har en brugsomkostning omkostning per energiproduktion. Der er begrænsninger omkring brugen af systemerne den installerede effekt. Der er begrænsninger eller omkostninger på levering af varen transmissionsbegrænsning og -tab. Der gives en efterspørgsel på varen el- og varmebehov. Ud fra disse oplysninger og i Balmorels tilfælde mange flere oplysninger, kan man bede GAMS om at finde den optimale løsning, der overholder alle betingelser. 7.3 CAES i Balmorel DNA er tidligere blevet brugt til at optimere de forskellige typer af CAES-anlæg. Den næste opgave i DNA er at finde de værdier, der senere skal bruges i Balmorel til at beskrive CAES-anlæggene. Der er endnu ikke implementeret et CAES-anlæg i standardversionen af Balmorel. De tre scenarier vil blive lavet i Balmorel på forskellige måder med brug af komponenter, der allerede er i brug. Komponenterne i Balmorel skal have virkningsgrader af de to komponenttrin og en fyldnings- og tømningsrate af lageret. Disse værdier findes ud fra modellerne lavet i DNA Scenarie 1 I det følgende afsnit beskrives de informationer Balmorel skal have for at opbygge et CAES-anlæg. Anlægget deles ind i tre systemer: kompressionstrinnet, ekspanspansionstrinnet og trykluftslageret. I praksis bruger kompressionstrinnet elektricitet til at producere varme og trykluft. Ved implementeringen i Balmorel tages trykluften dog ikke med og kompressionen skal derfor i stedet kun producere varme fra elektricitet. Ligeledes ses der, i første omgang, bort fra trykluften på ekspansionstrinnet. I praksis ville denne del af anlægget bruge trykluft og varme til at producere elektricitet, men i Balmorel bruges kun varme til elektricitetsproduktionen. Til første del af anlægget, kompressionstrinnet, bruges en varmepumpe. Balmorel er ikke begrænset af termodynamik og ser derfor ikke en varmepumpe. I stedet ser modellen en komponent, der bruger elektricitet til at producere varme. Det er altså underordnet, hvad der termodynamisk sker, så længe den fungerer på samme måde som kompressionstrinnet i CAES-anlægget. Trykket i CAES-anlægget varierer mellem 50 og 100 bar og kompressoren trækker derfor en højere effekt ved slutningen af kompressionen end ved starten. Balmorel arbejder bedst med brug af konstante værdier og at undgå en variabel virkningsgrad vil derfor være at foretrække. På figur 16 er vist resultaterne fra DNA-modellen ved forskellige drifttryk. Varmeeffekten findes ud fra følgende ligning: Q FV = Σm dot T c p, Her er T = T ud T ind, T ind = 50 C, c p = 4,2 kj/kg-k. Σm dot betegner summen af strømmene, der løber gennem de fem varmevekslere. 27

38 Virkningsgrad Elforbrug Varmeproduktion P [kw per kg/s] ,894 0,892 0,89 0,888 0,886 0,884 0,882 0,88 η [-] p [bar] figur 16: Virkningsgrad og energistømme for kompressionstrinnet i Sc1 ved varieret tryk. Elproduktionen stiger, når modtrykket stiger, men det gør fjernvarmeproduktionen også. Virkningsgraden er ikke konstant, men det drejer sig om 1 %-point. Virkningsgraden af kompressionstrinnet er derfor valgt til at være 0,88. Den næste del af anlægget der implementeres i Balmorel er ekspansionstrinnet. Til det skal bruges en komponent, der bruger varme til at producere elektricitet. Hvis naturgastemperaturen er høj, kan der med fordel udnyttes den overskudsvarme, der er i udløbsluften. Energien kan bruges til fjernvarme. Hvis anlægget kun producerer elektricitet, bruges et kondensanlæg. Hvis overskudsvarmen udnyttes, bruges i stedet et modtryksanlæg. Begge anlæg bruger naturgas som brændsel. Fjernvarmeeffekten regnes på samme måde som på kompressionstrinnet. Der er dog kun en enkelt varmeveksler. I praksis bruges den øvre brændværdi til at regne den termiske virkningsgrad af en gasturbine [8 (s. 71)]. Da det anvendte datasæt bruger den nedre brændværdi, er virkningsgraderne regnet ud fra denne. Anlægget undersøges med brændertemperaturer på hhv. 200 C, 530 C og 1100 C. Produktionen på de to anlæg med højeste temperaturer kan både ske med ren elproduktion samt med kombineret el- og varmeproduktion. Da et kondensanlæg kun har et enkelt produkt, skal virkningsgraden, i Balmorel, noteres som en enkelt koefficent ligesom varmepumpen. Modtryksanlægget derimod har to produkter, el og varme, og skal derfor have to koefficienter. Den ene er systemets samlede virkningsgrad. Den anden koefficient giver forholdet mellem elog varmeproduktionen. I tabel 4 er vist koefficienterne for de tre situationer og de to typer anlæg herunder. Sc 1 Kondensanlæg Modtryksanlæg Samlet Samlet EL prod /Varme prod virkningsgrad virkningsgrad 200 C 1, C 0,930 1,000 7, C 0,858 0,980 13,3 tabel 4: Virkningsgrader til beskrivelse af CAES-anlægget i Balmorel. 28

39 Virkningsgraderne er ikke realistiske, idet energien i trykluften ikke er medregnet og virker derfor misvisende. Da Balmorel er lavet i et lineært ligningsprogram er det ikke termodynamikken, der er interessant, men i stedet de ligninger der gives. For at implementere anlægget på denne måle er man altså nødt til at manipulere med Balmorel. Udover virkningsgraderne er det nødvendigt at give datasættet den installerede effekt for de to komponenter. De installerede effekter ønskes at være høje, så anlægget bedre kan udnytte døgnets elprisvariationer. Sc 1 Op- og afladningseffekt [MW] Op- og afladningstid [h] 200 C 200 / 200 6,3 / 3,9 530 C 200 / 200 6,3 / 6, C 200 / 400 6,3 / 6,0 tabel 5: Installeret effekt af CAES-anlægget samt drifttid. I tabel 5 ses den installerede effekt for de to komponenter samt hvor lang tid det vil tage at fylde lageret helt og tømme det helt. På dette tidspunkt har de to trin ikke noget med hinanden at gøre og kan derfor producere uafhængigt af hinanden. Forskellen i produktionen på de to trin skal begrænses, idet kompressionstrinnet skal have oplagret noget trykluft, før det skal være muligt for ekspansiontrinnet at producere. For at koble de to trin sammen, skal der laves et lager. Denne del er ikke en integreret komponent i Balmorel og skal derfor laves som en ligning, der er afhængig af effekten af de to trin: m lager,tid=i = m lager,tid=i-1 + P komp,tid=i-1 mk komp τ P turb,tid=i-1 mk turb τ Lagerindholdet i en given time er lig lagerindholdet i timen forinden plus den tilførte mængde luft fra kompressionen fratrukket den mængde luft, der blev trukket ud af lageret og gennem turbinerne. Koefficienterne P komp og P turb har enheden kg pr. MWh. Koefficienterne er fundet ud fra resultaterne fra DNA og gør dermed massestrømmen ind og ud af lageret afhængig af effekten i den pågældende time. τ repræsenterer et tidsskridt og er gennem hele projektet lig én time. Det sidste, der skal tilføjes systemet, er lagerets nedre og øvre grænse. Den nedre grænse findes, når lagertrykket er 50 bar. Lagerindholdet regnes som luftens masse. Det er ikke den faktiske luftmængde i lageret, men den mængde luft der er udover minimumsmængden. Minimumsmængden findes ved 50 bar. Den øvre grænse findes som forskellen mellem massen af luft i lageret ved 100 bar og minumumsmængden. Den nedre grænse sættes til 0 kg og den øvre sættes til 7551 ton svarende til et volumen på m 3. Denne lagerstørrelse er udgangspunktet i projektet, men der vil også blive set på andre lagerstørrelser. Effekten varierer fra 0 MW til den installerede effekt. Lagerligningen sørger for at begrænse produktionen på de to delkomponenter og gør, at lageret ikke kan oplades, hvis det er fyldt, ligesom det ikke kan aflades, hvis det er tomt. For en dokumentation af lagerligningen henvises til Bilag III. 29

40 7.3.2 Scenarie 2 Kompresionstrinnet for scenarie 2-anlægget er ligesom for scenarie 1-anlægget. Ekspansionstrinnet bruger nu fjernvarmevand til opvarmning i stedet for naturgas. Balmorel arbejder normalt ikke med fjernvarme som brændsel og det er derfor mere omfattende at lave dette scenarie end det forgående. Ekspansionen foregår i Balmorel ved at bruge et modtryksværk. Værket vil normalt bruge et brændsel til at producere el og varme, men her vil der igen blive manipuleret med Balmorel. Det sker ved at fjerne brændslet fra komponenten, så det er omkostningsfrit at bruge anlægget. Det næste skridt er at ændre i Balmorelkoden og fortælle, at hver gang den producerer varme på komponenten, skal den fratrække den dobbelte effekt i den samlede varmeproduktion. I stedet for at producere en positiv mængde el og varme, producerer anlægget nu positiv elektricitet og negativ varme. Varme-til-el virkningsgraden af denne del af anlægget er 1, Scenarie 3 Da der ikke udveksles varme med omgivelserne og det eneste energiforbrug og produktion er elektricitet, kan der bruges endnu en integreret komponent i Balmorel. Dette anlæg kan beskrives som et helt almindeligt batteri. Det antages, at varmelageret fyldes og tømmes i samme hastighed som luftlageret og der er derfor ikke brug for ekstra begrænsninger. I stedet for lagerligningen fra tidligere kan man give et energiindhold til batteriet. I Balmorel bliver batteriet defineret med en virkningsgrad som de andre komponenter, men også med op- og afladningstid. Virkningsgraden er 0,72. Op- og afladningstiden er valgt til at være hhv. 5,1 og 3,7 timer. Lagerindholdet sættes til 1487 MWh, hvilket medfører at batteriet kan op- og aflade med en effekt på 400 MW. 30

41 8. Validering af Balmorel Balmorelmodellen bliver brugt af flere konsulentvirksomheder i Danmark og i udlandet. I dette afsnit vil modellen blive valideret med fokus på den danske elpris. Da modellen er lavet for de fire skandinaviske lande, vil transmissionen mellem disse lande kun være begrænset af transmissionslinjerne. Til gengæld vil transmissionen til tredjelande bestemmes af historisk data. Effekten og CF-værdien bestemmer hvor meget vindkraft, der produceres i den valgte periode, men det er historisk data, der bestemmer, hvornår det blæser. Det er ligeledes historisk data, der bestemmer, hvornår der løber vand til vandkraftværkerne. Brændselspriser, skatter, CO 2 -afgifter og andre afgifter gives i faste værdier. I Bilag IV er en oversigt over hvor, de brugte data kommer fra. På den vedlagte cd ligger printfiler fra de forskellige scenarier. Forklaring til læsning af filerne samt forståelse af mapperne ligger som txt-filer i mappen Balmorel. Det gælder også for de følgende afsnits resultater. Efter implementeringen af CAES-anlægget i Balmorel vil det blive undersøgt hvordan CAES-anlægget påvirker det nuværende energimarked. Yderligere vil det nuværende energimarked blive udsat for visse ændringer, der er interessant for fremtiden. Ændringerne bliver den installerede effekt fra vindmøller i Danmark, implementeringen af en overføringslinje mellem Øst- og Vestdanmark, kulprisen, CO 2 -afgiften, den installerede effekt af vandkraft i Norge samt det danske elbehov. For at se hvordan de omtalte ændringer vil påvirke et Danmark med et CAES-anlæg er det også interessant at se, hvordan de vil påvirke et Danmark uden et CAES-anlæg. Som tidligere nævnt kan den periode, Balmorel regner på, varieres. Det er nødvendigt at reducere perioden for at spare tid ved kørsel af Balmorel. Der er i hele projektet regnet på fire uger fordelt ligeligt over året. Ugerne der er valgt er uge 5, 18, 31 og 44 i Ugerne ligger ved månedsskrift mellem januar/februar, april/maj, juli/august og oktober/november. 8.1 Danmark 2007 Som sammenligningsgrundlag for Balmorelmodellen tages der udgangspunkt i år På figur 17 er vist elprisen i Østdanmark i uge 5 og på figur 18 er vist elprisen i Vestdanmark i uge 44 i På graferne er både vist de faktiske priser [3a] fra 2007 og de beregnede priser fra Balmorel for Tendenserne er ens for Øst- og Vestdanmark og der er derfor valgt ikke at medtage begge uger for begge områder. Som det kan ses, følger Balmorel tendenserne godt, men det rammer ikke de ekstreme elpriser. De ekstreme elpriser, som eksempelvis 0 kr/mwh og 950 kr/mwh, forekommer begge i uge 44. De skyldes gerne noget uforudset som eksempelvis en kraftværksblok, der falder ud eller et transmissionskabel, der havarerer. Balmorel har ingen mulighed for at forudse dette. 31

42 Systemernes udetid er en integreret del af Balmorel. I de fleste tilfælde fastsættes udetiden ved, at værkerne i hver time har reduceret deres drift med 10 % af den installerede effekt. ENERGINET BALMOREL Elpris [kr/mwh] Uge 05 - Tid figur 17: Elpris for Østtdanmark på timebasis i uge 5 af år ENERGINET BALMOREL 1000 Elpris [kr/mwh] Uge 05 - Tid figur 18: Elpris for Vestdanmark på timebasis i uge 44 af år I 2007 var de samlede omkostninger til elproduktionen i Danmark 9,4 mia. kroner. Balmorel ville med historisk data kunne forudse de samlede omkostninger til 9,3 mia. kroner. Set på timebasis kan det være svært for Balmorel at ramme rigtigt, men da modellen har den rette tendens, forudser den meget præcist på årsbasis Følsomhedsanalyse Elprisen er afhængig af mange parametre, men visse parametre påvirker prisen mere end andre. I det følgende varieres nogle udvalgte parametre, der forventes at have en markant påvirkning af elprisen. Resultaterne af disse påvirkninger er vist på figur 19 som relative ændringer af elprisen. 32

43 Hvis den installerede effekt af danske vindmøller fordobles, vil det reducere elprisen i Danmark med 6 %. Grunden til at det ikke er mere, skyldes formentlig den ujævne produktion fra møllerne, der gør, at landet ikke kan nøjes med elektricitet fra vindmøller. Når det blæser meget, vil Danmark forsyne sig selv, men også levere en stor del af elektriciteten til nabolandene. Når det ikke blæser, skal der igen fyres op på de traditionelle elproducerende anlæg. Norge er i dag stort set selvforsynende med elektricitet fra vandkraftværker. Det betyder også, at hvis den installerede effekt af vandkraft i Norge vokser, vil det blive eksporteret og det påvirker naturligvis Danmark meget. Som det kan ses, påvirkes den danske elpris meget af den norske vandkraft, men den danske elpris falder relativt mindre jo mere vandkraft, der bliver installeret. Det skyldes flaskehalsproblemer. Stiger den installerede effekt fra vandkraft, bør kapaciteten af overføringslinjerne øges. 0,20 0,10 0,00-1,50-1,00-0,50 0,00 0,50 1,00 1,50-0,10-0,20 Installeret vindkraft i DK Kulpris Installeret vandkraft i NO Elforbrug i DK CO2-afgift -0,30-0,40 figur 19: Parametervariationers påvirkning af den samlede produktionsomkostning til el i Danmark. Data til baggrund for grafen findes i Bilag V. Et af de mere brugte brændsler i Danmark er kul. Derfor giver det også en markant påvirkning af elprisen, hvis prisen på kul varieres. Hvis kulprisen halveres, falder de samlede omkostninger til elektricitet i Danmark med 13 %. Hvis den stiger med 50 %, stiger omkostningerne i stedet med 16 %. De øvre parametre har alle noget med produktionen af elektricitet at gøre. Mere vedvarende energi medfører reduktion af den danske elpris. En hel anden indgangsvinkel til elmarkedet er at ændre på forbruget. Et lavere forbrug vil medføre, at en større del af elektriciteten kommer fra vedvarende energikilder. Hvis det danske elforbrug falder med 20 %, vil elomkostningerne falde med 5 %. Stiger forbruget i stedet med 20 %, vil det medføre, at elomkostningerne stiger med 5 %. Skatteministeriet arbejder for tiden på at få gennemført et lovforslag, der lyder på en fuldstændig fritagelse af CO 2 -afgiften på kvoteomfattet forbrug. Hvis det godkendes ift. statsstøttelovgivningen i EU, vil det medføre en markant reduktion af elprisen. 33

44 Bortfalder CO 2 -afgiften helt fra energiproducenterne, falder de samlede produktionsomkostninger til el i Danmark med 36 % [10] Installeret vindkraft i Danmark Med flere vindmøller i Danmark kan et ellager være godt til at stabilisere elnettet. Som det blev nævnt tidligere, og som det kan ses på figur 19, falder elprisen i Danmark, når produktionen af vindkraft stiger. Sammen med en større elproduktion fra vindmøller kommer også en større eksport af elektricitet til nabolandene. Man kan ikke som sådan skelne mellem elektricitet fra vindmøller eller fra andre elproducerende anlæg, men da vindmøllerne er de ukontrollerede elproducenter, kan man mene, at det er dem, der er skyld i den store eksport af elektricitet til nabolandene. Ved at hæve den installerede effekt af vindmøller i Danmark med 50 % stiger nettoeksporten med 33 % (se tabel 6). Elproduktion fra Eksport til Sverige vindmøller [TWh] og Norge [TWh] Difference [TWh] Normal anno ,8 5,5 1,3 50 % mere vindkraft i Danmark 10,2 7,3 2,9 Elektrisk forbindelse over Storebælt 6,8 5,8 1 Storebæltsforbindelse samt 50 % mere vindkraft 10,2 8,2 2 tabel 6: Elproduktion fra danske vindmøller og nettoeksport til Sverige og Norge ved ændring af den installerede vindkraft samt transmissionsnettet. Udover det tidligere nævnte problem med at vindmøllerne ikke nødvendigvis producerer elektriciteten, når det er optimalt, er der også problemet at Øst- og Vestdanmark ikke er forbundet direkte Storebæltsforbindelse Der er i dag ingen elektrisk forbindelse mellem Øst- og Vestdanmark over Storebælt. En Storebæltsforbindelse kan give bedre sikkerhed på elmarkedet i Danmark og vil styrke konkurrencen. Storebæltsforbindelsen er i gang med at blive ført og forventes klar i 2010 [3c/d]. Kapaciteten på overføringslinjerne bliver 600 MW. Forbindelsen vil øge handlen med nabolandene. I tabel 6 listes elproduktionen fra de danske vindmøller og eksporten mellem Danmark og nabolandene. Ved oprettelse af Storebæltsforbindelsen vil eksporten fra Danmark stige. Balmorel regner ikke til fordel for Danmark, men med princippet for the greater good. De samlede danske omkostninger til elektricitet vil derfor stige en smule, men for de fire nordiske lande vil en Storebæltsforbindelse medføre en reduktion i de samlede omkostninger til elektricitet. 34

45 9. Implementering af CAES-Scenarie 1 i Balmorel Det første CAES-anlæg skal implementeres i det danske elnet. CAES-anlægget er forbruger af naturgas, og er derfor en synder på miljøområdet, da det udleder CO 2. Anlægget ligner de to anlæg i hhv. Tyskland og USA, der også opvarmer med naturgas. Dette anlæg vil formentlig være det mest konkurrencedygtige af de tre scenarier. I tabel 7 er anlægsdata for anlægget med brændertemperatur på 530 C. Anlægget er uden varmeudnyttelse af røggassen efter rekuperatoren. Installeret effekt på kompressionstrinnet [MW] 200 Installeret effekt på ekspansionstrinnet [MW] 200 Lagervolumen [m 3 ] Kompressionstid [h] 6,3 Ekspansionstid [h] 6,8 Fyldningskoefficient [kg luft /MWh elforbrug ] 6,0 Tømningskoefficient [kg luft /MWh elproduktion ] 5,7 Kompressionskoefficient [-] 0,88 Ekspansionskoefficient [-] 0,93 tabel 7: Anlægsdata for scenarie 1-anlægget med brændertemperatur på 530 C. Anlægsdata for de to anlæg med varmeudnyttelse af røggassen samt anlægget med brændertemperatur på 200 C kan ses i Bilag VI. 9.1 Implementeringen i et fiktivt område Inden anlægget bliver implementeret i et reelt område i Danmark, bliver det isoleret i et fiktivt område. Det sker for at undersøge driftformen. Anlægget har en varmeeffekt på kompressionstrinnet på 10 MW og en eleffekt på ekspansionstrinnet på 10 MW. Effekten er meget lav for, at anlægget ikke påvirker den samlede elpris. Det fiktive område har et varmebehov, hvilket er stort nok til, at CAES-anlægget i teorien altid vil kunne køre med højst mulig effekt. Dermed bliver varmeaftaget ikke en begrænsning for lagerets drift. Den overskudne varme bliver produceret af en naturgaskedel. Kedlen skal symbolisere en varmeproducent, der kan konkurrere med CAES-anlæggets varmeproduktion. Hvis anlægget ikke er konkurrencedygtigt, vil der ikke være nogen produktion på anlægget og det vil dermed blive svært at undersøge det Generel produktion Grafen på figur 20 viser, at anlægget gennemgår en fuldstændig cyklus næsten alle dage i uge 5. Graferne på figur 21 og figur 22 viser driften af CAES-anlægget samt elprisen for hhv. uge 5 og

46 Første og sidste dag i ugen er anderledes ift. den resterende periode. Balmorel sørger for at lageret, for en given periode, starter og slutter på samme niveau. Det kan give lidt atypiske resultater. Som det kan ses, og som også var at forvente, svinger op- og afladningen i takt med elprisen. Når elprisen er lav, oplades der og når elprisen er høj, aflades der. Det hænder, at kompressor- og ekspansionstrinnet kører samtidig. Der fungerer anlægget som et naturgasfyret kraftvarmeværk fremfor et energilager. Elpris DK vest Lagerindhold Elpris [kr/mwh] Uge 05 - Tid [h] Lagerindhold [kg luft] figur 20: Lagerindhold og elpris for uge 5 i Kompression Ekspansion Elpris DK vest El-effekt [MW] Elpris [Kr/MWh] Uge 5 - Tid [h] figur 21: Elforbruget til kompressionen og elproduktionen fra ekspansionen samt elprisen for uge 5 i Kompression Ekspansion Elpris DK vest El-effekt [MW] Elpris [Kr/MWh] Uge 18 - Tid [h] figur 22: Elforbruget til kompressionen og elproduktionen fra ekspansionen samt elprisen for uge 18 i

47 Grafen på figur 22 viser tydeligt, hvordan opladningen af lageret sker ved lave elpriser og afladningen af lageret sker ved høje elpriser. Uge 31 er ikke vist, da der, grundet den forsvindende lille variation af elprisen, ikke er nogen produktion i den periode (se tabel 8). Uge 44 vises heller ikke, da produktionen og driften minder meget om uge 18. Produktion Max. elpris Min. elpris Elpris variation Enhed [MWh] [kr/mwh] Uge Uge Uge ,3 242,9 0,45 Uge tabel 8: Produktionen på CAES-anlægget samt elprisintervallerne i de givne perioder. Udover variationen samt størrelsen af elpriserne i en periode bliver driften også påvirket af områderne uden for det fiktive område Udetid Ligesom alle andre anlæg sker det også at CAES-anlægget er ude af drift. Det sker ved uforudset havari og planlagt ved revision. Som udgangspunkt har Balmorel fastsat en udetid på 10 % for alle enheder. Havarier kan ikke forudses og udetiden er fordelt ligeligt over hele året. Revision på et almindeligt kraftvarmeværk varer omkring to uger, sker en gang om året og kan planlægges [11]. Det er derfor oplagt at lægge revisionen i den periode, der påvirker driften af anlægget mindst muligt. For CAES-anlægget er der ingen tvivl om, at perioden skal være i løbet af sommeren. Da uge 31 repræsenterer sommerkvartalet, skal de to ugers udetid spredes ud på denne periode i stedet for hele året. Den faste udetid ændres dermed fra 10 % til 6,4 % for perioderne uge 5, 18 og 44. I perioden uge 31 ændres den fra 10 % til 20,8 %. Udetiden over året har ikke ændret sig. Mængden af el til og fra det fiktive område er så lille, at det ikke påvirker den danske elpris. Naturligt nok vil produktionen på anlægget stige en smule for de perioder med lavere udetid. Den samlede produktion stiger med over 1,5 %. Den nye udetid vil blive brugt fremover, da den antages at være mere realistisk end standarden. 9.2 Implementering i Vestdanmark Anlægget flyttes nu fra det fiktive område til et område i Vestdanmark. Vestdanmark vælges, da det er den del af landet, der har flest lagringsmuligheder (se Bilag I). 37

48 9.2.1 Varmeområde Varmeprisen i området har stor betydning for CAES-anlæggets årlige produktion. I tabel 9 listes varmepriserne fra Balmorel fordelt på forskellige områder i Vestdanmark. Priserne er for 2007 inden implementeringen af et CAES-anlæg. Varmeområde 4 Varmepris [kr/mwh] Varmeområde Varmepris [kr/mwh] Område AALBORG 46 Område AARHUS 70 Område TREFOR 181 Område ODENSE 121 Område Urban 284 Område Rural 37 tabel 9: Varmepriser i Vestdanmark Varmepriserne er generelt lavere i de større byer ift. resten af landsdelen. For at få bedre brug af CAES-anlægget vil det være bedst at placere det uden for de større byer. Dermed bliver varmeprisen fra anlægget mere konkurrencedygtig. Område 1 ligger i den lave ende af varmepriserne uden for storbysområderne. Dette område bruges som udgangspunkt i de følgende undersøgelser Implementering i område 1 Anlægget laves nu i stor skala og placeres i område 1 i Vestdanmark. Der tages udgangspunkt i anlægget fra før med en brændertemperatur på 530 C og uden varmeproduktion på ekspansionstrinnet. Anlægget har en produktion på 347 fuldlasttimer over året. Der er stadig ingen produktion i uge % af fuldlasttimerne ligger i vinterkvartalet (uge 5 perioden). Som grafen på figur 23 illustrerer, er anlægget næsten hele tiden i gang med at op- eller aflade i perioden. Kompression Ekspansion Elpris DK vest El-effekt [MW] Uge 05 - Tid [h] Elpris [Kr/MWh] figur 23: Elforbruget til kompressionen og elproduktionen fra ekspansionen samt elprisen for uge 5 i De geografiske placeringer af områderne 1-6 er af visse årsager ikke kendte. Det er formentlig fortrolig data, der er brugt til områderne. 38

49 I tabel 10 er listet størrelsen af anlæggets produktion ift. den mulige produktion. Balmorel giver den årlige produktion på anlægget i en printfil. Den mulige produktion er fundet ud fra den installerede effekt og udetiden er derfor ikke medregnet. Når der i det følgende fokuseres på produktion på CAES-anlægget, er der tale om produktion på ekspansionstrinnet. Med eller uden varmeproduktion på ekspansionstrinnet Uden Med Brændertemperatur [ C] Produktion [fuldlasttimer/time] 0,18 0,20 0,19 0,73 0,38 Lagerbrug [Lagerproduktion/Produktion] 0,52 0,78 0,49 0,26 0,39 tabel 10: Fuldlastproduktion for Scenarie 1-anlægget ved forskellig brændertemperatur samt brugen af lageret. Ved en høj brændertemperatur minder anlægget mere om et naturgasfyret kraftvarmeværk end et trykluftdrevet energilager. En større del af energien til ekspansionstrinnet kommer fra naturgassen fremfor fra trykluften. Brugen af anlægget skulle egentlig være som ellager og der vælges derfor at fortsætte med at bruge anlægget med middel brændertemperatur. At anlægget fungerer som kraftvarmeværk er dog langt fra negativt. Anlægget vil have flere fordele på denne måde. At det har en høj produktion medfører en højere rentabilitet og indtægten fra elhandlen kan med større sandsynlighed dække investeringsomkostningerne. Samtidig har anlægget stadig muligheden for at stabilisere elproduktionen. Produktionen på anlægget kan forekomme uden brug af lageret. I disse situationer ledes luften direkte fra kompressionstrinnet til ekspansionstrinnet. Lagerproduktion forekommer når afladningen af anlægget er større end opladningen. Produtionen er fundet som forholdet mellem den samlede lagerproduktion og den samlede produktion. Forholdene er vist i tabel 10. Værdien er begrænset af, at anlægget skal oplade før det kan aflade. For hver time, hvor der aflades findes produktionen som differencen mellem luft ind og ud af lageret. Afladningen omregnes vha. metoden fra Bilag III til elektrisk effekt og summeres. Ved høje brændertempereraturer vil der gå en del brugbar energi tabt i røggassen når denne ledes ud til omgivelserne. Ved at varmeveksle røggassen med vand fra fjernvarmenettet er det muligt at få en bedre udnyttelse. Ved en middel brændertemperatur (530 C) giver det en fordobling af produktionen. Ved en høj brændertemperatur (1100 C) ses virkelig en markant forskel. Fra at anlægget producerer fuldlast i 18 % af mulig produktion, er produktionen ved udnyttelse af varmen på ekspansionstrinnet på hele 73 %. Det skal noteres, at anlægget er ude i 10 % af året. De økonomiske konsekvenser ved implementeringen af anlægstyperne bliver senere beskrevet. 39

50 9.2.3 Implementering i område 3 og 6 Som tidligere nævnt har varmeprisen en stor betydning, når man skal planlægge placeringen af CAES-anlægget. I det følgende vil varmeområdet blive ændret fra område 1 til områderne 3 og 6. Varmeprisen for område 3 og 6 er hhv. omkring 50 % lavere og 17 % højere end område 1 (se tabel 9). Område 1 Område 3 Område 6 Årlig produktion [fuldlasttimer/time] 0,20 0,07 0,71 tabel 11: Fuldlastproduktion for Scenarie 1-anlægget ved middel brændertemperatur. I område 3 er varmeprisen i forvejen lav, hvilket skyldes at der i området er nogle gode varmeproducerende anlæg. Disse anlæg gør brugen af CAES-anlægget mindre eftertragtet. Den årlige produktion ligger derfor på omkring 7 % af den mulige. I område 6 er varmeprisen meget høj. Det gør CAES-anlægget mere eftertragtet. Produktionen fra anlægget er oppe på 71 % af mulig produktion. Anlæggets geografiske placering betyder altså utrolig meget for produktion på dette. Område 1 fastholdes i de næste afsnit da produktionen er mere påvirkelig, når CAESanlægget, værende konkurrencedygtigt, ligger på niveau med områdets andre producenter Påvirkning udefra I dette afsnit undersøges hvordan produktionen påvirkes af forskellige parametre. De valgte parametre er stort set de samme som i valideringsafsnittet. Det drejer sig om installering af en elektrisk forbindelse over Storebælt, mere installeret vindkraft i Danmark, reduktion af kulprisen samt reduktion af CO 2 -afgiften. Årlig produktion [fuldlasttimer/time] Uden parameterændring 0,20 50 % mere installeret vindkraft i DK 0,19 Installering af elektrisk storebæltsforbindelse 0,209 Storebæltsforbindelse samt 50 % mere installeret vindkraft 0, % reduktion af kulprisen 0,24 Fulstændig fritagelse for CO 2 -afgift 0,26 tabel 12: Fuldlastproduktion for Scenarie 1-anlægget ved middel brændertemperatur. Størrelsen af den installerede effekt fra vindkraften i Danmark samt oprettelse af en elektrisk storbæltsforbindelse påvirker ikke produktionen på CAES-anlægget betydeligt. Da kulprisen, som tidligere nævnt, har stor betydning for den danske elpris, fører det også til en påvirkning af produktionen på CAES-anlægget. Falder kulprisen med 50 %, stiger produktionen på lageranlægget med 20 %. En reduktion af kulprisen betyder 40

51 en reduktion af elprisen. Differencen mellem købs- og salgsprisen på elektricitet er nogenlunde uændret, men ved en lavere elpris bliver den relative forskel større. Fritages producenterne helt for at betale CO 2 -afgift stiger produktionen på anlægget med 30 %. CO 2 -afgiften spiller dermed en af de mest afgørende roller omkring brugen af CAES-anlægget Systemvirkningsgraden Systemet der fokuseres på har en energivirkningsgrad på kompressionstrinnet på 0,88 og på ekspansionsdelen på 0,93. Virkningsgraderne er tidligere fundet ud fra simuleringer i DNA. Trykluft, som energibærer, er ikke medregnet i virkningsgraderne. Det betyder, at virkningsgraden for kompressionstrinnet i virkeligheden er højere end 0,88 og virkningsgraden for ekspansionstrinnet i virkeligheden er lavere end 0,93. Til brug i Balmorel er det dog netop disse to virkningsgrader, der skal bruges. I tabel 13 er listet produktionen ved lavere virkningsgrader. Hvis virkningsgraden på enten kompressions- eller ekspansionstrinnet falder 5 % falder produktionen på anlægget til lidt under det halve. Virkningsgrad af kompressionstrinnet 0,88 0,88 0,836 Virkningsgrad af ekspansionstrinnet 0,93 0,884 0,93 Årlig produktion [fuldlasttimer/time] 0,20 0,096 0,101 tabel 13: Fuldlastproduktion for Scenarie 1-anlægget ved middel brændertemperatur Installeret effekt Anlægget har en høj energivirkningsgrad, men der er stadig meget konkurrence blandt de kombinerede el- og varmeproducenter i området. Anlægget bliver derfor ikke udnyttet fuldt ud. Det er vigtigt at undersøge, hvad potentialet for et lager i området faktisk er. I tabel 14 er listet resultaterne af den påvirkning, der sker, når anlæggets installerede effekt ændres. Den faktiske produktion vil som følge af den installerede effekt ændre sig. Hvis den installerede effekt halveres, stiger forholdet mellem den faktiske og den mulige produktion med 15 %. Fordobles den installerede effekt i stedet, giver det en reduktion af samme produktionsforhold på 60 %. Det er dermed vist at en installeret effekt over 200 MW ikke giver en særlig stor gevinst. Det er dog kun for dette område og da der i Danmark er mange varmeområder, kan der meget vel være potentiale for mange CAES-anlæg af denne størrelse. Det skal noteres, at lagerets størrelse ikke ændres ved ændring af den installerede effekt. Installeret effekt på kompressions- og ekspansionstrinnet 100/100 [MW] 200/200 [MW] 400/400 [MW] Årlig produktion [fuldlasttimer/time] 0,23 0,20 0,12 Årlig produktion [GWh] tabel 14: Fuldlastproduktion for Scenarie 1-anlægget ved middel brændertemperatur. 41

52 Den installerede effekt af anlægget skal derfor besluttes på grundlag af de økonomiske omkostninger af komponenter til anlægget uden lageret er medregnet Lagerstørrelse Lageret, der er brugt i modellen af CAES-anlægget, er m 3. Lagerets indhold rammer, som forventet og som planlagt, ofte den øvre og nedre grænse. At lageret ofte rammer grænserne kan dog medføre, at brugen af anlægget begrænses. Det mindste volumen lageret skal have, for at det ikke er begrænsende for produktionen, er m 3, hvilket er omkring syv gange større end det planlagte lager. Produktionen på anlægget stiger kun 20 %, og det er dermed tvivlsomt, at det er rentabelt at bygge så stort et lager. Hvis lageret halveres, falder produktionen på anlægget 15 %. Ift. den markante reduktion af lagerets størrelse er reduktionen af produktionen på anlægget ikke så høj. Det skal, ligesom den installerede effekt, holdes op ved siden af omkostningerne til CAES-anlægget. Lagerstørrelse [m 3 ] Årlig produktion [fuldlasttimer/time] 0,17 0,20 0,24 tabel 15: Fuldlastproduktion for Scenarie 1-anlægget ved middel brændertemperatur. Produktionen i uge 5 er et udmærket eksempel på en optimal drift af anlægget (figur 24). Lageret er stort nok til, at de lave og høje elpriser kan udnyttes bedst muligt. Især i hverdagene ses det, hvordan anlægget oplader ved lave elpriser og aflader vil høje. Når anlægget skifter om fra op- til afladning, overlapper produktionerne hinanden og der er dermed både produktion på kompressions- og ekspansionstrinnet. Til gengæld overlapper de to trin meget mindre end de gjorde ved det lille lager og produktionen på de to trin laver færre skift. Kompression Ekspansion Elpris DK vest El-effekt [MW] Uge 05 - Tid [h] Elpris [Kr/MWh] figur 24: Elforbruget til kompressionen og elproduktionen fra ekspansionen samt elprisen for uge 5 i Der er her brugt det største af lagrene fra tabel

53 9.2.8 Omkostninger til drift- og vedligeholdelse Omkostningerne til drift- og vedligeholdelse for CAES-anlægget antages at være lig de tilsvarende omkostninger til kraftvarmeværkerne. Balmorel regner med en omkostning på 18,75 øre/mwh. O&M [kr/mwh] 9,38 18,75 37,5 Årlig produktion [fuldlasttimer/time] 0,197 0,199 0,201 tabel 16: Fuldlastproduktion for Scenarie 1-anlægget ved middel brændertemperatur. Denne udgift er så lille at den ved variation på +/- 50 % ikke giver nogen interessant påvirkning Udskiftning af eksisterende KV-værk Hidtil har implementeringen af CAES-anlægget medført et tillæg til den installerede effekt i det respektive område. Den allerede implementerede kraftvarmeeffekt vil være en direkte konkurrent til CAES-anlægget og vil derfor reducere brugen af CAES-anlægget. Da scenarie 1-anlægget kan bruges som kraftvarmeproduktion uden energilagring, er det interessant at se, hvor høj produktionen på anlægget er, hvis det fortrænger områdets installerede effekt i stedet for at tilføje til denne. Man kan forestille sig, at man, i stedet for at lave et helt nyt anlæg, ændrer det traditionelle kraftvarmeværk til et CAES-anlæg. Det er selvfølgelig ikke gratis at lave sådanne ændringer, men en stor del af komponenterne i værket kan genbruges til CAES-anlægget. Udover omkostningerne til ændring af kraftvarmeværket kommer omkostningerne til konstruktionen af lageret. Brændertemperatur [ C] Med eller uden varmeudnyttelse på Uden Uden Med Uden Med ekspansionstrinnet Årlig produktion [fuldlasttimer/time] 0,19 0,20 0,38 0,18 0,73 Effekt fra CAES-anlæg tilføjes til den installerede effekt Årlig produktion [fuldlasttimer/time] Effekt fra CAES-anlæg fortrænger installeret effekt fra naturgasfyret kraftvarmeværk 0,19 0,25 0,45 0,29 0,75 tabel 17: Fuldlastproduktion for Scenarie 1-anlægget ved forskellig brændertemperatur. I område 1, hvor CAES-anlægget er implementeret, ligger et naturgasfyret kraftvarmeværk med en installeret effekt på 748 MW. I tabel 17 er fundet produktionerne for de fem scenarie-typer, hvis CAES-anlæggets installerede effekt fortrænger en tilsvarende del af det naturgasfyrede værk. Denne omlægning af installeret effekt giver meget positive resultater. De to anlæg med brændertemperatur på 530 C og 1100 C og uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet øger produktionen med hhv. 25 og 60 %. 43

54 Da en udnyttelse af det allerede installerede kraftvarmeværk forventes at reducere omkostningerne til CAES-anlægget og brugen af anlægget samtidig stiger, er det et af de mere interessante områder at tage op i økonomiafsnittet. 44

55 10. Implementering af CAES-Scenarie 2 i Balmorel Det næste CAES-anlæg er meget lig det fra første scenarie, men opvarmningen sker nu med fjernvarmevand istedet for ved naturgasafbrænding. Fjernvarmevandets temperatur er lavere, end brændertemperaturen var i første scenarie. Det medfører, at det er nødvendigt med flere turbiner med varmetilførsel for ikke at få de uønskede, meget lave temperaturer, i turbinerne. Grunden til at skifte over til opvarmning fra fjernvarme istedet for naturgas er for, at anlægget ikke direkte udleder CO 2. Installeret effekt på kompressionstrinnet [MW] 200 Installeret effekt på ekspansionstrinnet [MW] 200 Lagervolumen [m 3 ] Kompressionstid [h] 6,3 Ekspansionstid [h] 3,5 Fyldningskoefficient [kg luft /MWh elforbrug ] 6,0 Tømningskoefficient [kg luft /MWh elproduktion ] 10,9 El-til-varme koefficient [-] 0,88 Varme-til-el koefficient [-] 1,088 tabel 18: Anlægsdata for scenarie 2-anlægget. Anlægstypen er mere bæredygtig end typen fra første scenarie. Der er ingen faktiske brændsler, hvilket betyder, at anlægget kan indordne sig i alle geografiske områder, der har en el- og varmeproduktion. Med en stigning i elproduktionen fra vedvarende energikilder, bør brugen af lagringsanlægget også blive bedre. CAES-anlæggets ekspansionsdel vil ikke længere være i konkurrence med kraftvarmeværkerne i området omkring produktionen af fjernvarme. I stedet vil det aftage og dermed øge produktionen af fjernvarme fra kraftvarmeværkerne, hvilket kan medføre en bedre energiudnyttelse Implementeringen i et fiktivt område Ligesom i første scenarie bliver CAES-anlægget placeret i et fiktivt område. Produktionen over året forventes at have en lignende tendens som for første scenarie. Dermed sagt, at produktionen forventes at være lavest i sommerkvartalet. Der antages derfor, at fordelingen af udetiden er den samme som tidligere. Anlægget har en installeret effekt for både kompressions- og ekspansionstrinnet på 10 MW. Lageret er reduceret med samme faktor som den installerede effekt. For at finde ud af hvor eftertragtet scenarie 2-anlægget er, varieres varmeprisen i det fiktive område. 45

56 Generel produktion Det ses allerede nu, at anlægget ikke er ligeså eftertragtet som anlægget i første scenarie. Med en varmepris på 29,41 kr/mwh i gennemsnit ligger produktionen på scenarie 2-anlægget kun på 5 % af den mulige produktion. Til sammenligning lå produktionen på scenarie 1-anlægget på omkring 15 % ved samme varmepris. Varmepris [kr/mwh] 29,41 32,68 36,79 Elproduktion 2007 [GWh] Varmeproduktion 2007 [GWh] Produktion [fuldlasttimer/time] 0,05 0,06 0,16 tabel 19: Årlig el- og varmeproduktion fra CAES-anlægget afhængigt af områdets varmepris. Det betyder ikke, at anlægget ikke er værd at undersøge. Det vil tilsyneladende ikke blive brugt særlig meget i områder med lav varmepris, men derfor kan det stadig være godt at placere det i et område med høj varmepris. Som det kan ses i tabel 19, er el- og varmeproduktionen ikke lige store. Nok er virkningsgraderne for både kompressions- og ekspansionstrinnet relativt høje, men der går stadig en del udnyttelig energi tabt i form af trykfald inden ekspansionstrinnet og som varmetab i lageret. Varmeproduktionen på kompressionstrinnet er over 60 % højere end elproduktionen på ekspansionstrinnet. Elforbruget er over det dobbelte af varmeforbruget Implementering i Vestdanmark Anlægget skal placeres i et område med høj varmepris for at få en høj produktion. Fra tabel 9 vælges område 4 og 5, da områderne har de højeste varmepriser Implementering i område 4 og 5 Varmeprisen er som udganspunkt lige høje i de to områder, men der er en markant forskel i forbruget. Område 4 har et årligt varmeforbrug på 52 GWh, mens område 5 har et forbrug på 534 GWh. En produktion på CAES-anlægget vil derfor påvirke varmeprisen i område 4 mere end varmeprisen i område 5. Da elprisen ikke er letpåvirkelig vil anlægget på et tidspunkt påvirke varmeprisen så meget, at det sætter en begrænsning for produktionen på anlægget. Hvis varmeområdet er større, skal der en større produktion til fra CAES-anlægget, før det når til en begrænsning. På figur 25 er vist elprisen for Vestdanmark afhængigt af om CAES-anlægget er implementeret i område 4 eller område 5. Yderligere vises varmeprisen for hhv. område 4 og 5 ved implementeringen af anlægget i netop det område. Elprisen bliver som forventet ikke synderligt påvirket af, om anlægget implementeres i det ene eller andet område. Til gengæld påvirkes varmeprisen i område 4 meget af anlæggets produktion. Havde anlægget ikke ligget der, havde 46

57 varmeprisen været konstant ligesom i område 5. Grundet det høje varmeforbrug i område 5 forbliver varmeprisen uændret. Energipris [kr/mwh] Uge 05 - Tid [h] Varmepris o4 Elpris DK vest (o4) Varmepris o5 Elpris DK vest (o5) figur 25: Elpris i Vestdanmark og varmepris i område 4 og 5 i Vestdanmark i uge med scenarie 2-anlægget implementeret. Placeres anlægget i område 4 vil produktionen ligge på 2,3 % af den mulige produktion. Placeres anlægget i stedet for i område 5, vil produktionen stige til 15 %. 64 % af produktionen vil være med brug af lageret Påvirkning udefra Ligesom i scenarie 1 undersøges påvirkningen af produktionen fra CAES-anlægget ved variation af forskellige parametre. Produktionen på scenarie 2-anlægget er på alle områder meget mere følsomt overfor ændringerne, end scenarie 1-anlægget var. Produktionen stiger med over 40 % ved en forøgelse af den installerede vindkraftkapacitet i Danmark på 50 %. Årlig produktion [fuldlasttimer/time] Uden parameterændring 0,15 50 % mere installeret vindkraft i DK 0,21 Installering af elektrisk storebæltsforbindelse 0,14 Storebæltsforbindelse samt 50 % mere installeret vindkraft 0,15 50 % reduktion af kulprisen 0,27 Fulstændig fritagelse for CO 2 -afgift 0,25 tabel 20: Fuldlastproduktion for Scenarie 2-anlægget i uge Ændringen af kulprisen har meget stor påvirkning af produktionen på anlægget. Hvis kulprisen halveres, stiger produktionen på CAES-anlægget med 80 %. Ekspansionstrinnet er nu oppe på over en fjerdedel af den mulige produktion. Fritages energiproducenterne for CO 2 -afgiften, vil elprisen også gøre det rentabelt at bruge energilageret noget mere. 47

58 Installeret effekt Anlæggets produktion er meget lav og det må derfor forventes, at den installerede effekt langt fra bliver udnyttet. I tabel 21 er vist hvor meget anlægget producerer samt hvor stor en del, produktionen udgør af den mulige produktion. Installeret effekt på kompressions- og ekspansionstrinnet 100/100 [MW] 200/200 [MW] 400/400 [MW] Årlig produktion [fuldlasttimer/time] 0,19 0,15 0,088 Årlig produktion [GWh] tabel 21: Fuldlastproduktion samt absolut produktion for Scenarie 2-anlægget i uge Ved at øge den installerede effekt af anlægget med 100 % øges produktionen kun med 18 %. Ift. at anlægseffekten er fordoblet, og dermed også omkostningerne til en meget stor del af anlægget, er den ekstra produktion på anlægget ikke vokset meget og det vil derfor højst sandsynligt ikke være interessant med et større anlæg. Halveres den installerede effekt på begge komponenttrin falder produktionen med 38 %. Som forventet bliver anlæggets kapacitet udnyttet bedre ved lavere installeret effekt. Det er umiddelbart bare et spørgsmål om, hvornår el- og varmeprisen påvirkes nok af CAES-anlægget til, at dette ikke længere er rentabelt at bruge Lagerstørrelse Lagerets størrelse udgør endnu en begrænsningsrisiko for CAES-anlæggets produktion. Produktionen er dog så lille, at lagerets størrelse ikke påvirker produktionen noget særligt (se tabel 22). Udvides volumenet af lageret med 100 %, stiger produktionen på anlægget kun med 3 %. Hvis lageret udvides til m 3, vil det, alt andet lige, ikke blive fyldt. Denne meget store udvidelse vil dog kun øge produktionen på anlægget med 20 % sammenlignet med standardlageret på m 3. Lagerstørrelse [m 3 ] Årlig produktion [fuldlasttimer/time] 0,12 0,149 0,154 0,18 tabel 22: Fuldlastproduktion for Scenarie 2-anlægget i uge

59 11. Implementering af CAES-Scenarie 3 i Balmorel Anlæggene fra de to første scenarier er koblet til fjernvarmenettet og scenarie 1- anlægget er yderligere aftager af naturgas til opvarmning af luften på ekspansionstrinnet. Den eneste energitype, der er koblet til scenarie 3-anlægget, er elektricitet. Varmen fra kompressionstrinnet lagres i et varmelager til senere brug på ekspansionstrinnet. Anlægget er dermed ikke længere afhængigt af fjernvarmekunder og er hermed mere bæredygtigt end anlæggene fra de foregående scenarier. Installeret effekt på kompressionstrinnet [MW] 400 Installeret effekt på ekspansionstrinnet [MW] 400 Lagervolumen [m 3 ] Kompressionstid [h] 5,1 Ekspansionstid [h] 3,7 Fyldningskoefficient [kg luft /MWh elforbrug ] 3,7 Tømningskoefficient [kg luft /MWh elproduktion ] 5,1 Lagerkapacitet [MWh] 1487 El-til-el koefficient [-] 0,72 tabel 23: Anlægsdata for scenarie 3-anlægget. Der er et stort varmetab til omgivelserne fra varmelageret. Det medfører en lavere virkningsgrad for scenarie 3-anlægget end for de andre anlægstyper og det gør anlægget mindre eftertragtet Implementering i Vestdanmark Flere vestdanske områder vil ikke bruge CAES-anlægget på noget tidspunkt. Da anlægget er et rent el-til-el lager, giver anlægget først overskud, når den relative forskel i elprisen er større end virkningsgraden for anlægget: c > salg c køb η sys Grafen på figur 26 viser den teoretiske købs- og salgspris for CAES-anlægget for de fire valgte uger. Købsprisen er lig elprisen fundet fra Balmorel. Salgsprisen er lig købsprisen gange virkningsgraden af anlægget. For at anlægget skal give overskud, skal salgsprisen i løbet af en periode være højere end købsprisen. Som det ses på figuren, forekommer dette kun i uge 5. I de tre andre uger er den højeste salgspris lavere end den laveste købspris. Det er derfor kun i uge 5, der vil blive gjort brug af anlægget. Som tidligere nævnt medtager Balmorel ikke de store udsving, der ofte er i elprisen. Da Balmorel reducerer variationen af elprisen, vanskeliggør det indtjening på CAESanlægget. Grafen på figur 27 viser den faktiske elpris for 2007 for de samme fire uger 49

60 som før. Købs- og salgspriserne på grafen er fundet ligesom for figur 26. Som det kan ses svinger de faktiske elpriser en del mere end elpriserne fundet med Balmorel. De faktiske elpriser ligger også en del lavere i uge 5, 18 og 31 end i uge 44 og det vil også øge den relative forskel i elprisen. Elpris [kr/mwh] Ugenummer Købspris Salgspris figur 26: Teoretiske elektricitetskøbs- og -salgspriser for CAES-anlægget fra Balmorel fordelt på uge 5, 18, 31 og 44 i Elpris [kr/mwh] Købspris Salgspris Ugenummer figur 27: Faktiske elektricitetskøbs- og -salgspriser for CAES-anlægget fra Energinet.dk fordelt på uge 5, 18, 31 og 44 i Idet elpriserne fra Balmorel ikke varierer lige så meget som de faktiske elpriser, er produktionen ikke så høj, som den kunne være. Bruges de faktiske elpriser, er potentialet for brugen meget højere. Dette bliver undersøgt senere. I det følgende bruges Balmorel til, at undersøge brugen af anlægget samt parametervariationer Implementering i område 1 Som nævnt vil flere områder ikke gøre brug af CAES-anlægget. Blandt de områder, der gør mest brug af anlægget, er område 1 og anlægget placeres derfor i dette 50

61 område. For de områder, hvor anlægget tages i brug, er det kun i vinterkvartalet, det bliver brugt. Grafen på figur 28 illustrerer, hvornår op- og afladningen foregår i form af kompressions- og ekspansionseffekt. Som forventet er det kun, når elprisen rammer ekstremerne at lageret tages i brug. Kompression Ekspansion Elpris DK vest Salgspris El-effekt [MW] Uge 05 - Tid [h] Elpris [Kr/MWh] figur 28: Elforbruget til kompressionen og elproduktionen fra ekspansionen samt el(købs)- og salgspris for uge 5 i Elprisen er på sit laveste den sidste dag i ugen og anlægget bruger derfor denne periode til at oplade lageret, så det kommer op på samme indhold, som da ugen startede. Lageret er for denne periode fyldt ved ugens start og det aflader dermed inden, det oplader. Sådan kan det ikke fungere i praksis, men idet ugen repræsenterer et kvartal og altså 13 identiske cykler, vil det fra uge til uge være problemfrit og det er dermed kun i starten af første uge, at lagerindholdet er lidt misvisende. Balmorel vælger selv ud fra optimal kørsel om lageret skal være fyldt eller tømt ved indgangen til en periode. Selvom elprisen, ifølge Balmorel, er konstant den sidste dag i ugen, varierer effekten af opladningen over døgnet. Elprisen har den største påvirkning på brugen af anlægget, men der er også andre forhold, der spiller ind. Netop denne dag er kapaciteten på overføringslinjerne fra Vestdanmark til Sverige og Norge på sit højeste. Da det er vinter, er forholdet mellem varme- og elforbruget så højt, at de kombinerede kraftvarmeværker ikke kan afsætte elektriciteten i Danmark. Hvis overskudsproduktionen af elektricitet ikke kan eksporteres må varmeproduktionen omlægges fra de højeffektive kraftvarmeværker til rene varmeværker med større produktionsomkostninger. Grundet ellageret, CAES-anlægget, kan kraftvarmeværkerne fortsætte produktionen og oplagre overskudselektriciteten deri Påvirkning udefra Produktionen på anlægget er 45 GWh årligt, hvilket udgør 1,3 % af den mulige produktion. Som tidligere nævnt er det nødvendigt med en lavere gennemsnitlig elpris eller en større elprisvariation for, at anlægget bliver taget i brug. I tabel 24 er listet produktionen på CAES-anlægget ud fra fire parametervariationer. Alle parameterændringer medfører øget produktion på anlægget. Fjernes CO 2 -afgiften, stiger produktionen på anlægget med 70 %. 51

62 Årlig produktion [GWh/år] Uden parameterændring % mere installeret vindkraft i DK 63 Installering af elektrisk storebæltsforbindelse % reduktion af kulprisen 74 Ingen CO 2 -afgift 77 tabel 24: Produktion for Scenarie 3-anlægget Systemvirkningsgraden Den største påvirkning af systemvirkningsgraden kommer fra varmelageret. Det er både i direkte varmetab, men også exergitab ved energioverførslerne mellem luften og lageret. Produktionerne stiger med 40 og 75 %, hvis systemvirkningsgraden stiger med hhv. 5 og 10 % (se tabel 25). Systemvirkningsgrad 0,72 0,756 0,792 Produktion [GWh/år] tabel 25: Produktion for Scenarie 3-anlægget Installeret effekt og lagerstørrelse Da brugen af anlægget er meget beskedent, tyder det på, at anlægget er meget overdimensioneret. I tabel 26 er produktionen på anlægget listet ved variation af anlæggets installerede effekt samt lagerets størrelse. Det er næsten uden betydning for anlæggets produktion om det er den installerede effekt eller lagerets størrelse, der reduceres med 50 %. Reduktionen medfører et fald i produktionen med hhv. 22 og 27 %. For at lageret ikke skal være begrænsende for produktionen, skal et lager på 7540 MWh, svarende til m 3, bruges. Lageret er øget med en faktor 5 og produktionen stiger som følge heraf med en faktor 2,3. Ligesom lagerets størrelse kan effekten være en begrænsende faktor. Hvis lagerets størrelse fastholdes på 1487 MWh, kommer produktionen på anlægget op på 578 MW som højeste effekt. Det øger dog kun produktionen med 4 %. Lagerkapacitet [MWh] Installeret effekt [MW] Produktion [GWh/år] tabel 26: Produktion for Scenarie 3-anlægget. 52

63 12. Delkonklusion Implementering af CAES-anlæg Gennem de sidste tre hovedafsnit er de tre CAES-scenarier blevet implementeret i det vestdanske energimarked. Hertil er energimarkedets påvirkning af CAES-anlæggene blevet analyseret ud fra diverse parametervariationer. En af de gennemgående konklusioner er, at anlægget bliver mere eftertragtet ved høje elprisvariationer. Det har dog størst betydning for scenarie 3-anlægget, der, som rent ellager, kun er afhængigt af elprisen. Både scenarie 1- og 2-anlæggene handler yderligere med fjernvarme og kan derfor vinde dele af eltabet tilbage. Scenarie 1-anlægget kan bedst beskrives som et naturgasfyret kraftvarmeværk med indbygget ellager. Et almindeligt kraftvarmeværk producerer el og varme samtidig, mens trykluftlageret giver CAES-anlægget mulighed for at separere tidspunktet for disse to energiproduktioner. Da naturgasprisen er konstant, vil en høj varmepris være fordelagtig for dette anlæg. Udnyttes overskudsvarmen fra ekspansionstrinnet, vil anlægget, med en brændertemperatur på 1100 C, føre til en utrolig høj årlig produktion. Eftersom anlægget kan konkurrere med traditionelle kraftvarmeværker, vil anlægget udover at kunne hjælpe til at stabilisere elnettet også virke som kommercielt værk. Da der allerede er gode kraftvarmeproducenter i de fleste områder, vil der være en del konkurrence mellem CAES-anlægget og de nuværende energiproducenter. Reduceres den installerede effekt i området med en størrelse svarende til den installerede effekt af CAES-anlægget, fører det til en større efterspørgsel af CAES-anlægget. Dette giver en bedre variabel økonomi. Yderligere er det muligt, at CAES-anlægget bliver en del af det nuværende energisystem. Dette kan føre til en reduktion af udgifterne til investeringer. Besparelserne på investeringsomkostningerne, kombineret med den øgede efterspørgsel på brugen af CAES-anlægget, giver positive økonomiske konsekvenser. Scenarie 2-anlægget kan også til en vis grad virke som kommercielt værk og er, ligesom anlægget fra første scenarie, kombineret el- og varmeproducent. Anlægget er hovedsagelig varmeproducent og det er derfor økonomisk fordelagtigt for CAESanlægget, at varmeprisen i området er høj. Da dette anlæg også bruger fjernvarme til opvarmning, vil varmeprisen dog have mindre betydning end for scenarie 1-anlægget. Elprisvariationen har større kontrol over brugen af anlægget. Scenarie 3-anlægget har meget lav produktion ifølge Balmorel. Det skyldes hovedsageligt, at elprisen ikke varierer nok i Balmorel. De store elprisvariationer i Danmark skyldes gerne uforudsete hændelser såsom udfald af en kraftværksblok, uventet blæsevejr eller markant omslag i vejret. Elhandel med Tyskland er også skyld i en del af variationen af elprisen. Da Tyskland ikke er direkte med i modellen, men virker som et tredjeland, påvirker den heller ikke den danske elpris i samme grad som i virkeligheden. Da anlægget ikke har nogen handel med hverken varme eller naturgas, har områdets varmepris ingen umiddelbar betydning for brugen af anlægget. 53

64 13. Matlabmodel af CAES-anlæggenes drift Energimarkedet i Balmorel er for optimalt ift. det faktiske. Det medfører lave variationer af elprisen, hvilket ikke kan siges om de faktiske danske elpriser. Set fra et økonomisk synspunkt, fås den optimale drift af et CAES-anlæg ved at placere det i et elmarked med store prissvingninger. Da Balmorel ikke giver disse svingninger, er der lavet en simpel model af driften af et CAES-anlæg i simuleringsværktøjet Matlab. Balmorel fastsætter mange parametre på forhånd og forudser dernæst elprisen langt ud i fremtiden. Matlabmodellen er lavet så den har samme viden om fremtidens elpriser som en driftmester. Den nordiske systempris fastsættes på Nordpool 12 timer inden starten af et driftdøgn og elprisen er derfor kendt i op til 36 timer frem i tiden. Ved at bruge historisk data undersøger matlabmodellen for hvert døgn, om det vil være rentabelt at bruge anlægget. Modellen finder, for hvert døgn, de billigste og dyreste elpriser. Ud fra op- og afladningstiderne bestemmes en gennemsnitværdi for en driftsperiode. Op- og afladningseffekterne findes ud fra lagerets størrelse og med disse informationer findes det daglige økonomiske overskud for driften af CAES-anlægget. Det antages, at den optimale op- og afladning af anlægget sker seperat. Først efter opladningen er slut, kan afladningen begynde og omvendt. En opladning betyder ikke nødvendigvis et fyldt lager. Det kan være, at prisforskellen visse dage er så lille, at det ikke er rentabelt at køre anlægget i alle mulige drifttimer. Det er vigtigt at huske, at op- og afladningen kun kan køre separat. Det vil sætte en begrænsning på produktionen ift. til Balmorel. Det gælder hovedsageligt scenarie 1- anlægget, der til tider bruges som direkte kraftvarmeværk i stedet for energilager. 54

65 14. Økonomi Det har vist sig, at alle tre typer CAES-anlæg, ifølge Balmorel, vil blive brugt, hvis de placeres de rigtige steder i Danmark. Hvis Balmorel vælger at bruge anlægget, betyder det, at det har en positiv indflydelse på den nordiske samfundsøkonomi. Derimod betyder det hverken, at det påvirker den danske samfundsøkonomi positivt, eller at driften af anlægget er rentabelt. Den samfundsøkonomiske reduktion giver ikke en direkte indtægt til ejeren af CAESanlægget. I stedet kan man forestille sig, at man kan lave en aftale med de, der får glæde at CAES-anlægget, så de bidrager til investeringen. Investeringen til CAES-anlægget er ikke med i modellen og det er derfor muligt at den samfundsøkonomiske gevinst ikke kan dække investeringsomkostningerne. Indtægten for anlægget kommer dels som bidrag grundet reduktionen af de samfundsøkonomiske omkostninger og dels fra handlen med energi. Ved planlægningen af implementeringen af et nyt energisystem, er det interessant at sammenligne implementeringen af det system ift. et alternativt system. Et nyt energisystem vil øge mulighederne for energiproduktion. Hvis systemet er konkurrencedygtigt, vil det derfor reducere de samfundsøkonomiske omkostninger. Derfor vil et CAES-anlæg let kunne virke som en god idé, hvis der kun fokuseres på, at det skal være et sådan anlæg. Det kan dog være, at det ville være bedre at implementere et andet anlæg. Dette undersøges i et senere delafsnit Scenarie 1 Anlægget fra det første scenarie var det mest eftertragtede af de tre anlægstyper. I en stor del af produktionstiden blev anlægget brugt som et naturgasfyret kraftvarmeværk og anlægget blev dermed, i den periode, ikke brugt som energilager. Når det kan betale sig, vil anlægget separere kompressions- og ekspansionstidspunkterne og dermed udnytte prisforskelle og potentialet for kraftvarmeværkernes virkningsgrader. I scenarie 3 vil hele anlægget, og dermed hele investeringen, stå ubrugt hen, når det ikke bliver brugt til energilagring. En af de helt store fordele ved scenarie 1-anlægget er, at det kun er selve trykluftslageret, der ikke bruges, når der ikke ønskes brug af energilagring Investering Anlægsomkostningerne fastsættes på baggrund af en tidligere undersøgelse [12]. Størrelsen af de tre dele af CAES-anlægget fra baggrundmaterialet, samt udgifter til disse, er vist i tabel

66 Den installerede effekt på kompressions- og ekspansionstrinnet for Scenarie 1- anlægget er i samme størrelsesorden som de installerede effekter, der danner baggrund for omkostninger til samme. Til fastsættelsen af omkostningerne til CAESanlæggene antages derfor proportionalitet mellem størrelsen af komponenterne og udgifterne til samme. Lageromkostningerne bestemmes formentlig hovedsageligt af udgiften til udskyldningen af salthorsten. Der vil være en fast omkostning ved produktion af et lager, men det forventes her, at denne er negligibel ift. den samlede lageromkostning. Bestemmelsen af udgiften til lageret antages derfor, ligesom for de to andre komponeter, at være proportional med størrelsen. Størrelse G N [mio. kr] Kompressionstrin 216 MW 398 Ekspansionstrin 360 MW 758 Lager m tabel 27: Baggrund for CAES-anlæggets prisestimat samt investeringsomkostningerne, K N. Med dette udgangspunkt findes de samlede anlægsomkostninger for Scenarie 1- anlægget (se G N i tabel 28). Den årlige tilbagebetaling for investeringen findes fra følgende: (1+ r ) A = G r (1+ r ) -1 N i N N i N i Her er G N den samlede kapital og annuiteten, A N, er det årlige afdrag af investeringen. Rentesatsen, r i, antages at være 4 % og anlæggets levetid, N, forventes at være 20 år [12]. Kompressionseffekt [MW] Ekspansionseffekt [MW] Lagervolumen [m 3 ] G N [mio. kr] tabel 28: Anlægsomkostninger til scenarie 1-anlægget. A N [mio. kr] Driftsøkonomi (Balmorel) For scenarie 1-anlægget findes den samlede indtægt, C D, for driftsøkonomien som følger: C D = Σ ( ( - P komp c el + Q komp c dh - Q turb c ng + P turb c el + Q turb c dh - P komp c dv ) τ ) Hver købs- og salgsstrøm findes som produktet mellem effekten, P, prisen, c, og tidsskridtet, τ. Udover køb og salg af energi skal der medregnes udgifter til drift og vedligeholdelse, c dv. Tidsskridtet er som tidligere nævnt 1 time gennem hele projektet. For anlæggene uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet bliver Q turb nul. Driftsøkonomien for forskellige typer scenarie 1-anlæg er listet i tabel

67 C D [mio. kr./år] Scenarie 1 (1100 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 38,4 Scenarie 1 (1100 C) med varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 104,8 Scenarie 1 (530 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 18,9 Scenarie 1 (530 C) med varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 31,8 Scenarie 1 (200 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 19,9 tabel 29: Driftsøkonomi for scenarie 1-anlæggene. Sammenlignes investeringsomkostningerne med indtægten fra driftsøkomien resulterer det i, at kun anlægget med varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet og en brændertemperatur på 1100 C vil give overskud. I Bilag VII er listet produktion og økonomi for de fire anlægstyper, der ikke er rentable ud fra de respektive standardantagelser. I bilaget er der ændret på hhv. den installerede vindkraft i Danmark og den installerede effekt af CAES-anlægget. Som tidligere beskrevet, stiger produktionen på CAES-anlægget, når den installerede vindkraft stiger. Det sker fordi, den relative elpris stiger ved den lavere gennemsnitlige elpris. Til gengæld vil indtægten fra elhandlen også falde og det er således ikke sikkert, at en stigende produktion også medfører en stigende indtægt. Halveres den installerede effekt af CAES-anlægget, vil det reducere investeringsomkostningerne markant. Produktionen vil dog ikke falde lige så meget. Anlægget giver stadig underskud, men det er reduceret fra et tab på mio. kr. til et tab på mio. kr. Som det blev nævnt i afsnittet omkring implementering af scenarie 1, vil produktionen i visse tilfælde blive øget markant, hvis CAES-anlægget udskiftede noget allerede installeret effekt i området i stedet for at tilføje effekt. Det er ikke underligt, at CAES-anlægget bruges mere, hvis det fortrænger noget effekt. Området bliver afhængigt af, at CAES-anlægget overtager tabet i produktionen fra det andet anlæg. I tabel 30 er listet det driftsøkonomiske resultat af, at den installerede effekt på det naturgasfyrede anlæg i området reduceres med samme effekt, som CAES-anlægget bidrager med. Som det kan ses, stiger driftsindtægten for alle typer anlæg og for visse anlæg stiger den markant. C D [mio. kr./år] Scenarie 1 (1100 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 67 Scenarie 1 (1100 C) med varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 142 Scenarie 1 (530 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 23 Scenarie 1 (530 C) med varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 40 Scenarie 1 (200 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 20 tabel 30: Driftsøkonomi for scenarie 1-anlæggene ved fortrængning af installeret effekt i området. Det er ikke logisk at tvangsreducere et anlæg, medmindre det selvfølgelig kan betale sig samfundsøkonomisk. Denne situation skal derfor ikke ses som en tvangsreduktion, 57

68 men i stedet som en kombination af det allerede installerede kraftvarmeværk og CAES-anlægget. Det antages, at en fusion mellem disse to teknologier vil reducere investeringsomkostningerne til CAES-anlægget markant. Udgiften til trykluftslageret er uændret, men kompressions- og ekspansionstrinnet fra kraftvarmeanlægget kan muligvis udnyttes. I tabel 31 er listet investeringsomkostningerne med antagelse af, at omkostningerne til kompression- og ekspansionstrinnet reduceres til 20 % af de faktiske omkostninger. Kompressionseffekt [MW] Ekspansionseffekt [MW] Lagervolumen [m 3 ] G N [mio. kr] , ,4 A N [mio. kr] tabel 31: Anlægsomkostninger til scenarie 1-anlægget ved fortrængning af installeret effekt i området. Med disse antagelser er standardudgaverne af alle fem typer CAES-anlæg rentable. Når beslutningen om implementeringen af et CAES-anlæg i Danmark skal træffes, er det interessant at sammenligne anlægget med et alternativt energisystem. Det er logisk, at et konkurrencedygtigt energisystem har en positiv påvirkning på samfundsøkonomien. Spørgsmålet er, hvor stor påvirkningen er og dermed om det ikke var bedre at implementere et nyt kraftvarmeværk i stedet. Det undersøges derfor, hvordan implementeringen af et naturgasfyret kraftvarmeværk på 200 MW påvirker energimarkedet. Det placeres i samme område, som CAESanlægget er planlagt at ligge i. Værket er magen til et allerede installeret energisystem i området, bortset fra den installerede effekt, samt de årlige variable omkostninger. Kraftvarmeværket genererer et årligt driftsøkonomisk overskud på 50 mio. kr. Den årlige indtægt ved drift af anlægget er altså højere end de samme fire anlægstyper, der i forvejen ikke var rentable ud fra driftsøkonomi og investeringsomkostninger Samfundsøkonomi Samfundsøkonomien for energimarkedet i Balmorel betegner de samlede omkostninger til produktion af energi. De samlede produktionsomkostninger består af omkostninger til brændsel, CO 2 -, SO 2 - og NO x -afgift, anlægsinvestering, faste og variable årlige omkostninger til drift og vedligeholdelse af anlæggene samt slid på overføringslinjerne. Beregninger er ikke dokumenteret da disse vil være ekstremt omfattende. I tabel 32 er listet reduktionen af de samfundsøkonomiske omkostninger for 2007 ved implementeringen af et af de fem scenarie 1-anlæg. Balmorel optimerer efter laveste samlede produktionsomkostninger. Resultaterne i tabellen er fundet som differencen mellem den optimale løsning af energimarkedet med og uden CAES-anlægget. De samfundsøkonomiske omkostninger uden implementeringen af CAES-anlæg er listet i 58

69 Bilag VIII sammen med reduktionen af omkostningerne ved implementeringen af diverse anlægstyper. Medregnes reduktionen af de samfundsøkonomiske omkostninger ved implementeringen af anlægget, reducerer det underskuddet markant for de fire ikkerentable anlægstyper. Anlæggene genererer dog stadig underskud. Grundet de lave variationer af elprisen, og den fejlfrie drift af energimarkedet i Balmorel, kommer CAES-anlæggets potentiale ikke til sin ret. Det må derfor forventes, at både drifts- og samfundsøkonomien øges betydeligt ved implementeringen af anlægget i det faktiske energimarked. Økonomisk balance: C D + C S A N [mio. kr/år] C S [mio. kr/år] Scenarie 1 (1100 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet Scenarie 1 (1100 C) med varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet Scenarie 1 (530 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet Scenarie 1 (530 C) med varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet Scenarie 1 (200 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet tabel 32: Samfundsøkonomisk reduktion ved standardudgaverne af scenarie 1-anlæggene samt over- eller underskuddet af CAES-anlægget. Da væksten af installeret vindkraft forventes at stige fremover, er det vigtigt at se på dette kombineret med et CAES-anlæg. Hvis den installerede effekt af vindkraft i Danmark stiger med 50 %, vil CAES-anlæggets påvirkning af samfundsøkonomien stige fra 14 mio. kr årligt til 30 mio. kr årligt. Der er her taget udgangspunkt i anlægget med brændertemperatur på 530 C og uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet. Det medfører en reduktion af det årlige underskud fra 29 mio. kr til 13 mio. kr. Vælges det naturgasfyrede kraftvarmeværk fra tidligere, vil dette kunne reducere de samfundsøkonomiske omkostninger med 38 mio. kr årligt Driftsøkonomi (Matlabmodellen) Større elprisvariationer vil, alt andet lige, medføre større indkomst fra driften af anlægget og formentlig også øge den positive påvirkning af samfundsøkonomien. Da elprisen fundet i Balmorel ikke varierer lige så meget som de faktiske elpriser, vil det reducere brugen af anlægget samt indtægten ved driften. Den tidligere beskrevet Matlabsimulering af produktionen og driftsøkonomien bruger de faktiske elpriser. I modellen påvirkes elpriserne ikke af forbruget. Den skal derfor bruges til sammenligning og estimering af driftsøkonomien i stedet for et direkte udtryk for driftsøkonomien. I det faktiske elmarked, og ligeledes i Balmorel, vil elprisen, alt 59

70 andet lige, blive påvirket, hvis produktionen ændres. Matlabmodellen er lavet med den antagelse, at den ikke påvirkes. Prisen for fjernvarme og naturgas er taget fra Balmorel. Driftsøkonomi [mio. kr/år] Afladning [h] Opladning [h] Annuitet [mio. kr/år] Afladning [h] Opladning [h] figur 29: Til venstre er vist driftsøkonomien som funktion af op- og afladningstiden og til højre er vist annuiteten på basis af investeringsomkostningerne. Der er her brugt anlægget med en brændertemperatur på 530 C og uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet. Graferne på figur 29 viser indtægter i form af driftsøkonomi og udgifter i form af årligt afdrag af investeringsomkostningerne. Begge grafer er afhængige af op- og afladningstiden og dermed den installerede effekt på hhv. kompressions- og ekspansionstrinnet. Lagerstørrelsen holdes konstant og de installerede effekter falder derfor med stigende op- og afladningstimer. Ved højere installeret effekt øges udnyttelsen af de laveste og højeste elpriser og det vil dermed, alt andet lige, resultere i en bedre driftsøkonomi. En højere installeret effekt vil dog også øge investeringsomkostningerne. Ses der bort fra samfundsøkonomi, vil det være differencen mellem disse to grafer, der giver den optimale løsning. Grafen på figur 30 viser den nødvendige installerede effekt for at få de ønskede opog afladningstider. De laveste tider er ikke sandsynlige, men tages med for sammenligningens skyld. Installeret effekt [MW] Kompression Ekspansion Op-/Afladningstid figur 30: Nødvendig installeret effekt for at lageret kan fyldes og tømmes i løbet af de givne opog afladningstider. 60

71 På figur 31 er vist den økonomiske balance for anlægget. Værdier under -5 mio. kr/år er skåret af for overskuelighedens skyld. Den højeste profit fås ved en opladningstid på 9 timer og en afladningstid på 7 timer. Det svarer til at den installerede effekt på kompressionstrinnet skal være 180 MW og på ekspansionstrinnet 150 MW. Anlægget genererer hermed et årligt overskud på 14,2 mio. kr Profit [mio. kr/år] Afladning [h] Opladning [h] figur 31: Økonomisk balance som funktion af op- og afladningstiden fundet som differencen mellem driftsøkonomien og investeringsomkostningerne. Økonomisk balance: C D - A N [mio. kr./år] Scenarie 1 (1100 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet -12,4 Scenarie 1 (1100 C) med varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 18,3 Scenarie 1 (530 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 14,2 Scenarie 1 (530 C) med varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 30,3 Scenarie 1 (200 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 13,7 tabel 33: Optimal økonomisk balance for scenarie 1-anlæggene. I tabel 33 ses det årlige over- eller underskud af de forskellige typer scenarie 1-anlæg. Fire ud af de fem typer er, ud fra forudsætningerne i Matlabmodellen, rentable. Indtil videre er det de faktiske elpriser fra 2007, der er brugt i modellen. Værdierne i tabel 34 er fundet på baggrund af elpriserne fra Balmorel i stedet for de faktiske elpriser. Til sammenligning ses det, at den årlige indtægt ved drift af anlægget er mio. kr højere, hvis de faktiske elpriser bruges fremfor elpriserne fra Balmorel. Økonomisk balance: C D - A N [mio. kr./år] Scenarie 1 (1100 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet -29,0 Scenarie 1 (1100 C) med varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 1,9 Scenarie 1 (530 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet -11,5 Scenarie 1 (530 C) med varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 4,6 Scenarie 1 (200 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet -9,7 tabel 34: Optimal økonomisk balance for scenarie 1-anlæggene. Elpriserne fra Balmorel er her brugt i stedet for de faktiske elpriser. Matlabmodellens formål er at henlede opmærksomheden på den indflydelse, variationen af elprisen har på produktionen og økonomien af CAES-anlægget. Hvis 61

72 Balmorel kunne få elpriser med lige så stor variation, som de faktisk er, ville indtægten for drift af anlægget stige og sandsynligvis også samfundsøkonomien Scenarie 2 Til at opvarme luften på ekspansiontrinnet bruges fjernvarme i stedet for naturgas som i anlægget fra første scenarie. Da anlægget producerer mere varme, end det bruger, er det en fordel med en høj varmepris i området. En høj varmepris vil dog øge meromkostningen til varme ift. scenarie 1-anlægget Investering Lageret og kompressionstrinnet er ens for scenarie 1 og 2. Forskellen på de to anlæg er, at brænderne fra scenarie 1 er blevet skiftet ud med varmevekslere i scenarie 2. Da kompressions- og ekspansionstrinnet nu består af kompressorer/varmevekslere og turbiner/varmevekslere, antages det, at omkostningerne til de to trin er lige store. Det medfører, at standardudgaven af scenarie 2-anlægget kommer til at koste 784 mio. kr, hvilket afdrages med en årlig tilbagebetaling på 58 mio. kr Driftsøkonomi (Balmorel) Den gennemsnitlige varmepris i området er 281 kr/mwh. Til sammenligning er naturgasprisen 173 kr/mwh. Merudgiften til opvarmning reducerer den årlige produktion på anlægget. Indtægt ved drift af anlægget reduceres til 7,25 mio. kr. Anlægget genererer dermed et tab på omkring 51 mio. kr. årligt Samfundsøkonomi Implementeringen af scenarie 2-anlægget reducerer de samfundsøkonomiske omkostninger med 12,1 mio. kr årligt. Det vil dog kun reducere underskuddet med 24 % og anlægget er derfor stadig ikke rentabelt Driftsøkonomi (Matlabmodellen) Varmeprisen varierer en smule i dette scenarie, men når den bruges i Matlabmodellen fastsættes den til at være lig gennemsnitsprisen. Anlægget vil ikke være rentabelt ligegyldigt om det er den faktiske elpris eller elprisen fra Balmorel, der bruges. Med de faktiske elpriser fås et årligt tab på 8 mio. kr. Med elprisen fra Balmorel er tabet oppe på 29 mio. kr. 62

73 14.3 Scenarie Investering Scenarie 3-anlægget er på mange punkter magen til scenarie 2-anlægget. Forskellen er, at scenarie 3-anlægget også har et varmelager. Prisen på et varmelager er ikke undersøgt, men antages her at være lig prisen for trykluftslageret. Den samlede investering løber dermed op i 1570 mio. kr, hvilket giver en annuitet på 115 mio. kr. Reduceres effekten fra 400 MW på hvert trin til 200 MW, bliver annuiteten reduceret til 61 mio. kr Driftsøkonomi (Balmorel) Den årlige indtægt ved drift af anlægget med installeret effekt på begge trin på 400 MW er 3 mio. kr. Anlægget er, ud fra disse forudsætninger, langt fra rentabelt Samfundsøkonomi Implementeringen af scenarie 3-anlægget reducerer de samfundsøkonomiske omkostninger med 3,5 mio. kr årligt. Det stadigt store underskud skyldes hovedsageligt anlæggets lave virkningsgrad Driftsøkonomi (Matlabmodellen) Ligesom ved scenarie 2-anlægget medfører anlægget i scenarie 3 et samlet tab grundet den lave indtægt. Bruges de faktiske elpriser, findes den bedste økonomiske løsning ved maksimal drifttid og dermed minimal investering. Anlægget genererer et tab på 41 mio. kr. årligt. Anlægget giver ikke kun mindre indtægt pr. driftsdage ved lavere installeret effekt. Som det kan ses på figur 32, bliver anlægget også brugt færre dage årligt Driftsdage Afladning [h] Opladning [h] 10 figur 32: Antal driftsdage som funktion af op- og afladningstid. 63

74 15. Bæredygtig fremtid Danmark har i flere år været et forgangsland inden for brug af vindkraft. I september 2008 var den samlede kapacitet af vindkraft i Danmark 3150 MW [4] og flere havmølleparker er under planlægning. Elproduktionen på de mange danske vindmøller var i 2007 på 7,1 TWh [4]. Til sammenligning var det danske elforbrug i 2007 lig 36,1 TWh [4]. Der er i Danmark efterhånden større og større opbakning til en overgang fra fossile brændsler til vedvarende energi. Her kommer vindkraft formentlig ind som en af de store elproducenter. På landjorden kan det blive svært at få lov til at sætte møller op, da de let kan være til gene for naboer. Danmark har til gengæld fordelen af at have et stort kystområde i forhold til landets areal og da det også blæser mere ude på havet, kan det med fordel være derude, der skal sættes møller op. Ulempen ved vindkraft er, at man ikke selv, vælger hvornår produktionen finder sted. Hvis det danske elforbrug skal dækkes af vedvarende energi, er der umiddelbart to holdbare løsninger. Enten kan Danmark blive CO 2 -neutrale ved, at det danske forbrug på årlig basis svarer til produktionen af ren energi i Danmark. Det betyder dog ikke, at elforbruget i Danmark direkte dækkes af vedvarende energi. For at dette kan lade sig gøre, kræver det, at nabolandene er klar til at forsyne Danmark med el i de perioder, hvor der ikke bliver produceret vindkraft og omvendt er klar til at aftage elektricitet fra Danmark når produktionen af vindkraft er større end forbruget. Den anden løsning er at få en mulighed for at oplagre elektriciteten. På den måde kan man i Danmark blive CO 2 -neutrale samtidig med, at landet bliver elektrisk isoleret. Ulempen ved lagring af elektricitet fra vindkraft fremfor handlen med samme er, at der går en del elektricitet tabt i lagringen. Der skal dermed en større elproduktion til for at forsyne landet. Ved omlægning af produktionen af elektricitet fra de nuværende kraftvarmeværker til vindmøllerne, opstår der problemer vedrørende varmeproduktionen. En stor del af Danmark er tilknyttet fjernvarmenettet og får derfor deres varme fra kraftvarmeværkerne. Det resterende varmebehov i Danmark dækkes hovedsageligt af fyringsolie, naturgas eller varme fra affaldsforbrændinger. Disse er alle CO 2 -udledere og varmeproduktionen skal dermed gennem en fuldstændig omlægning. Løsningen på dette kan være en form for elvarme, og her er det varmepumper, der er mest effektive. At bruge varmepumper til at dække hele landets varmeforbrug øger den nødvendige installerede effekt fra vindmøller endnu mere. En af mulighederne for ellagring er CAES. Udover lagring af elektricitet vil der ved oplagringen, blive produceret varme. Der vil dog også blive brugt varme i et CAESanlæg, men i overgangsfasen mellem det nuværende energimarked og fremtidens CO 2 -frie marked, vil det med fordel kunne udnyttes. Der er tidligere beskrevet forskellige former for CAES-anlæg. Scenarie 2 og 3 er begge CO 2 -neutrale og er derfor begge brugbare i fremtidens energimarked. 64

75 16. Konklusion Ved implementering af de tre CAES-scenarier i Balmorel konkluderes det, at alle typer anlæg, afhængigt af den geografiske placering, vil 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. De resterende scenarie 1-anlægstyper vil alle genere underskud efter tilbagebetalingen af investeringsomkostningerne. Hvis et energisystem tages i brug i Balmorel, betyder det, at det vil reducere de samfundsøkonomiske omkostninger. Denne reduktion kan bidrage til anlæggets samlede økonomi. Medregnes dette bidrag vil det dog stadig ikke gøre de fire sidste scenarie 1-anlægstyper rentable. Elprisens variation fra time til time er ikke lige så høj i Balmorel, som den er i virkeligheden. Det vil reducere driften af anlægget og vil dermed reducere indtægten. Da Balmorels resultater er en smule pessimistiske kan det ikke afvises, at de sidste fire scenarie 1-anlæg vil være rentable i det virkelige energimarked. Produktionen på scenarie 2-anlægget er 15 % af den mulige produktion. 64 % af denne produktion vil være med trykluft fra lageret. Anlægget bruger fjernvarme til opvarmning i stedet for naturgas. Den lavere lufttemperatur gennem turbinerne medfører en dårligere virkningsgrad. Yderligere stiger omkostningerne til opvarmningen markant ved brug af fjernvarme. Begge dele gør anlægget mindre eftertragtet og medfører, at anlægget bliver brugt mindre samt, at det, når det bliver brugt, får en ringere indtægt. Med en indtægt fra energihandel på 7 mio. kr. årligt og en tilbagebetaling af investeringsomkostningerne på 58 mio. kr. årligt konkluderes det at dette anlæg ikke er rentabelt. Grundet den lave virkningsgrad og de lave variationer i elprisen producerer scenarie 3-anlægget årligt kun 1,3 % af den mulige produktion. Ud fra disse resultater vil anlægget ikke på nogen måde blive rentabelt. 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 65

76 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. 66

77 17. Perspektivering I projektet er der fokuseret på implementeringen af et CAES-anlæg i nutidens energimarked. Energimarkedet er hele tiden under udvikling og i fremtiden vil kravet om CO 2 -reduktion medføre et noget anderledes energimarked. For Danmark vil en af de større ændringer være i form af mere installeret effekt fra vindmøller. Udvidelsen af denne ukontrollerbare elproduktion vil reducere brugen af kraftvarmeværker og samtidig øge reguleringen af elproduktionen fra disse. Det vil øge handlen med el og muligvis også omlægge en del af varmeproduktionen fra kraftvarmeværkerne til anden teknologi. Det vil være interessant at implementere CAES-anlægget i et fremtidigt scenarie for det danske energimarked. Sandsynligvis vil et ellager kunne spille en vigtig rolle i fremtidens energimarkedet og det er derfor vigtigt at få CAES med i overvejelserne med det samme. En betydelig begrænsning ved implementering af CAES-anlægget i Balmorel er de små variationer af elprisen. Ved fremtidige undersøgelser af CAES i Balmorel bør man forsøge at fremprovokere større ændringer af elprisen. Det kan sandsynligvis gøres ved at reducere kapaciteten på overføringslinjerne mellem Danmark og nabolandene, reducere den installerede effekt fra de centrale kraftvarmeværker eller ved at ændre på forbrugskurven. Disse ændringer bør øge variationen af elprisen og dermed øge efterspørgslen på ellagring. 67

78 18. Kildehenvisninger [1] Aftale mellem regeringen (Venstre og Det Konservative Folkeparti), Socialdemokraterne, Dansk Folkeparti, Socialistisk Folkeparti, Det Radikale Venstre og Ny Alliance om den danske energi-politik i årene aftale%2021.feb08/energiaftale _final.pdf [2] De Nationale Geologiske Undersøgelser for Danmark og Grønland ( Dalhoff, Finn fd@geus.dk [3] Energinet.dk ( a) Udtræk af markedsdata %a6k+af+markedsdata.htm b) Lille Torup naturgaslager ager.htm c) Storebæltsforbindelse d) Storebæltsforbindelse Karin Tronbech Hansen ktr@energinet.dk [4] Energistyrelsen ( Stamregistre for vindmøller og elproduktionsanlæg [5] Ter-Gazarian, A Energi Storage for Power Systems Peter Peregrinus Ltd. [6] The Huntorf 290 MW CAES Power Plant Operator: E.ON Kraftwerke, Farge Power Point-præsentation Præsentationen er skaffet af Elmegaard, Brian [7] Gardner, John; Haynes Todd Overview of Compressed Air Energy Storage, ER Boise State University, Office of Energy Research, Policy and Campus Sustainability 68

79 [8] Saravanamuttoo, HIH; Rogers, GFC; COHEN, H Gas Turbine Theory 5 th edition Pearson Education [9] Balmorel ( The Balmorel Model Structure - Version 2.12 Alpha (July 2006) ved Ravn, Hans F. Balmorel: Getting Started ved Ravn, Hans F. [10] Skatteministeriet ( Emil Nejstgaard en@skm.dk [11] Vestegnens Kraftvarmeselskab ( Henrik R. Hansen hrh@veks.dk [12] Elmegaard, Brian; Szameitat, Nicklas; Brix, Wiebke Compressed Air Energy Storage (CAES) Possibilities in Denmark Institut for maskin, energi og konstruktion ved Danmarks Tekniske Universitet [13] EA Energianalyse ( Lars Bregnbæk lb@eaea.dk [14] Simuleringsværktøjet DNA Dynamic Network Analysis Værktøjet er skaffet af Elmegaard, Brian [15] Nordel ( Nordels årsrapport [16] Ramløse EDB Hans F. Ravn HansRavn@aeblevangen.dk [17] RISØ DTU Morthorst, Poul Erik Slide fra kursus Planlægning og udvikling af vindmølleparker, januar 2008: Wind Power Development, Economics and Markets 69

80 19. Bilag 70

81 Bilag I CO2-lagringsmuligheder i Danmark 71

82 Bilag II Nomenklatur for komponentnavne B: Brænder E K : Efterkøler G: Generator K: Kompresser L: Trykluftslager M: Motor M K : Mellemkøler Q: Varme T: Turbine R: Rekuperator V: Ventil V I : Komponent til varmeinput V L : Varmelager V O : Komponent til varmeoutput V V : Varmeveksler 72

83 Bilag III Dokumentation af lagerligningen til Balmorel Der tages udgangspunkt i Scenarie 1-anlægget med en brændertemperatur på 530 C. Om anlægget udnytter varmen på ekspansionstrinnet betyder ingenting for lagerligningen. For god ordens skyld vælges det være anlægget uden ekstraudnyttelse. Nedenstående ligning bestemmer for hvert tidsskridt indholdet af lageret. I GAMSkoden ser ligningen således ud: VCAESSTORAGE('DK_W_1',IS3,T++1) =E= VCAESSTORAGE('DK_W_1',IS3,T) - VGE_T('DK_W_1','CAES-EXP1A530C',IS3,T) * CAESDATA('CAES','Masse_turb') * IHOURSINST(IS3,T)/CYCLESINS(IS3) + VGE_T('DK_W_1','CAES-COMP',IS3,T) * CAESDATA('CAES','Masse_comp') * IHOURSINST(IS3,T)/CYCLESINS(IS3) For læsevenlighedens skyld er den her omformuleret til følgende: m lager,tid=i = m lager,tid=i-1 + P komp,tid=i-1 mk komp τ P turb,tid=i-1 mk turb τ Ligningen fastsætter at lagerindholdet i en time er lig lagerindholdet i times inden plus det der tilføres lageret minus det der fjernes. Til at beskrive lagerindholdet bruges luftmasse. Kompressionskoefficienten, P komp, og ekspansionskoefficienten, P turb, er fundet ud fra DNA-resultaterne. Fra DNA er det fundet at man til netop dette anlæg skal bruge en elektrisk effekt på 603,6 kw el til at komprimere 1 kg luft pr. sekund. Ligeledes bliver der produceret 636,9 kw ved ekspansion af 1 kg luft pr. sekund. Ud fra disse imformationer fås: kg s m s h kg mk komp = = = 5964 P 0, 6036MW MWh komp og kg s m s h kg mk turb = = = 5652 P 0, 6369MW MWh turb Koefficienterne beskriver hvor mange kg luft der tilføres eller fjernes fra lageret for hver MWh brugt eller produceret. Når indeholdet af lageret bestemmes er det ikke den faktiske mængde luft, men derimod den mængde luft der kan bruges. Det er altså forskellen på den faktiske 73

84 mængde luft i lageret og minimumsmængden. Lagerets nedre grænse sættes derfor lig 0 kg og den maksimale mængde er sat til kg. Lagerets volumen er sat til m 3. Luftmassen er fundet som differencen mellem luftmassen ved 100 bar og ved 50 bar. For overskuelighedens skyld er masserne i Balmorel regnet i ton i stedet for kg. I nedenstående tabel er vist værdier for en udvalgt tidsperiode på fire timer. Værdierne kommer fra et dataudskrift fra Balmorel der er tilføjet på den vedlagte cdrom 5. Tidsperioden er valgt da den indeholder både ren opladning, ren afladning og en kombination. Time Kompressionseffekt [MW el ] Turbineeffekt [MW el ] Lagerindhold [ton] i 212,73 27, ,93 i , ,07 i , ,55 i ,2 2932,4 Tidsskridtet er for alle kørsler i dette projekt på 1 time. Ved at indsætte værdierne fra tabellen i lagerligningen for time i findes lagerindholdet i time i + 1 til 2675 kg som også følger heraf: ton ton m i 1 = 1564 ton + 5, ,73 MW 1 h-5,652 27,89 MW 1 h = 2675 ton luft + MWh MWh Afvigelse er på omkring 1 og fejlen pålægges afrundingsfejl i dataudskriftsfilen. Ovenstående gælder for scenarie 1 og 2. I de to første scenarier bruges lagerligningen til at gøre kompressions- og ekspansionstrinnet afhængige af hinanden og dermed begrænse produktionen. I scenarie 3 er ligningen ikke nødvendig idet komponenten der bruges er et ellager og der bliver derfor bestemt et lagerstørrelse på basis af et muligt energiindhold. Lageret kan her indeholde 1487 MWh. Indholdet varieres af opog afladningseffekt samt energitab. I nedenstående tabel er vist værdier for to gange to timers drift. Værdierne kommer fra et dataudskrift fra Balmorel der er tilføjet på den vedlagte cd-rom 6. Time Lagerindhold [MWh el ] Opladning [MW el ] Afladning [MW el ] Energitab [MWh el ] i 1320,55 230, ,55 i i ,14 0 i , , Filen kaldes caessc1res og findes på cden i mappen: \Balmorel\SC1RES\SC1A_T530_Y2007_ALMSTO_200200MW. Tiden i er time T014 uge S05. 6 Filen kaldes caessc3res og findes på cden i mappen: \ Balmorel\SC3RES\SC3_DKW1. Tiden i er time T077 uge S05. 74

85 Lagerindholdet, E, bestemmes som følger: E i+1 = E i + P komp η komp τ P turb η turb τ P komp er opladningseffekten og P turb er afladningseffekten. η komp og η turb er op- og afladningstabene. Samlet giver de virkningsgraden af lageret. I Balmorel er al tabet lagt over på opladningen. Tabet gennem systemet vil ikke ændre sig og det der er vigtigt for Balmorel at vide er hvor meget energi der skal ind i lageret og hvor meget der kan trækkes ud. Virkningsgraden af scenarie 3-anlægget er 0,72. Det giver at lagerindholdet i time i +1 er 1486,5 MWh, hvilket er fundet fra ligningen: E i+1 = 1320,55 MWh + 230,54 MW 0,72 0 MW 1 = 1486,5 MWh Yderligere giver det at energitabet er 64,55 MWh. Begge resultater kan ses i tabellen. 75

86 Bilag IV Parameterkilder I tabellen er listet kilder til de parametre der er brugt i Balmorel samt resten af projektet. CO 2 -afgiften er givet via mail, den nedre brændværdi er fundet i DNA og omkostningerne til drift og vedligeholdelse af vindmøller er fra en tidligere forelæsning. Disse er derfor noteret i tabellen. Parameter Kilde Transmission [3a] CO 2 -afgift (90 kr/ton) [10] Brændselspriser [12] SO 2 -afgift og NO x [13] Nedre brændværdi (48520 kj/kg) [14] Installeret vandkraft i Norge [15] Resterende værdier brugt i Balmorel [16] Omkostninger til drift og vedligeholdelse af vindmøller (1,5 c/kwh) [17] 76

87 Bilag V Følsomhedsanalyse Ændring af parameter ift. normal [%] Normal Ændring af samlede elomkostninger i Danmark ift. normal [%] Samlede elomkostninger i Danmark [mia. ] Elpris i Østdanmark [ /MWh] Elpris i Vestdanmark [ /MWh] 0 0 1,24 37,86 36,25 Installeret vindkraft i Danmark ,07 1,20 37,51 34, ,47 1,16 37,12 32,76 Kulpris CO 2 -afgift ,55 1,08 33,18 31, ,70 1,43 43,54 42, ,40 0,79 28,20 20,29 Installeret vandkraft i Norge ,96 1,09 35,19 30, ,94 0,98 33,45 26,30 Energiforbrug i Danmark -0,20-5,47 1,17 36,65 33,69 0,20 4,88 1,30 39,14 38,40 77

88 Bilag VI Anlægsdata Scenarie 1-anlægget med brændertemperatur på 1100 C uden varmeudnyttelse af røggassen efter rekuperatoren. Installeret effekt på kompressionstrinnet [MW] 200 Installeret effekt på ekspansionstrinnet [MW] 400 Lagervolumen [m 3 ] Kompressionstid [h] 6,3 Ekspansionstid [h] 6,0 Fyldningskoefficient [kg luft /MWh elforbrug ] 6,0 Tømningskoefficient [kg luft /MWh elproduktion ] 3,2 Kompressionskoefficient [-] 0,88 Ekspansionskoefficient 7 [-] 0,86 Scenarie 1-anlægget med brændertemperatur på 1100 C med varmeudnyttelse af røggassen efter rekuperatoren. Installeret effekt på kompressionstrinnet [MW] 200 Installeret effekt på ekspansionstrinnet [MW] 400 Lagervolumen [m 3 ] Kompressionstid [h] 6,3 Ekspansionstid [h] 6,0 Fyldningskoefficient [kg luft /MWh elforbrug ] 6,0 Tømningskoefficient [kg luft /MWh elproduktion ] 3,2 Kompressionskoefficient [-] 0,88 Ekspansionskoefficient [-] 0,98 CB-værdi [-] 7,03 Scenarie 1-anlægget med brændertemperatur på 530 C med varmeudnyttelse af røggassen efter rekuperatoren. Installeret effekt på kompressionstrinnet [MW] 200 Installeret effekt på ekspansionstrinnet [MW] 200 Lagervolumen [m 3 ] Kompressionstid [h] 6,3 Ekspansionstid [h] 6,0 Fyldningskoefficient [kg luft /MWh elforbrug ] 6,0 Tømningskoefficient [kg luft /MWh elproduktion ] 3,2 Kompressionskoefficient [-] 0,88 Ekspansionskoefficient [-] 1 CB-værdi [-] 13,3 7 Energien i naturgassen er regnet ud fra nedre brændværdi da det er den Balmorel bruger. 78

89 Scenarie 1-anlægget med brændertemperatur på 200 C. Installeret effekt på kompressionstrinnet [MW] 200 Installeret effekt på ekspansionstrinnet [MW] 400 Lagervolumen [m 3 ] Kompressionstid [h] 6,3 Ekspansionstid [h] 3,9 Fyldningskoefficient [kg luft /MWh elforbrug ] 6,0 Tømningskoefficient [kg luft /MWh elproduktion ] 9,8 Kompressionskoefficient [-] 0,88 Ekspansionskoefficient [-] 1,09 79

90 Bilag VII Økonomi Scenarie 1 (1100 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 50 % mere installeret vindkraft i DK Kompressions- og ekspansionstrinnets installerede effekt reduceret med 50 % Produktion [fuldlasttimer/time] 0,16 0,21 C D [mio. kr/år] A N [mio. kr/år] Økonomisk balance: C D - A N [mio. kr/år] Scenarie 1 (530 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 50 % mere installeret vindkraft i DK Kompressions- og ekspansionstrinnets installerede effekt reduceret med 50 % Produktion [fuldlasttimer/time] 0,19 0,22 C D [mio. kr/år] A N [mio. kr/år] Økonomisk balance: C D - A N [mio. kr/år] Scenarie 1 (530 C) med varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 50 % mere installeret vindkraft i DK Kompressions- og ekspansionstrinnets installerede effekt reduceret med 50 % Produktion [fuldlasttimer/time] 0,41 0,36 C D [mio. kr/år] A N [mio. kr/år] Økonomisk balance: C D - A N [mio. kr/år] Scenarie 1 (200 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 50 % mere installeret vindkraft i DK Kompressions- og ekspansionstrinnets installerede effekt reduceret med 50 % Produktion [fuldlasttimer/time] 0,26 0,20 C D [mio. kr/år] A N [mio. kr/år] Økonomisk balance: C D - A N [mio. kr/år]

91 Bilag VIII Samfundsøkonomi Ingen ændringer Samfundsøkonomiske omkostninger [mia. kr/år] Ingen implementering 82,30 Reduktion af samfunds-økonomiske omkostninger ift. ingen implementering [mio. kr/år] Scenarie 1 (1100 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 35,2 Scenarie 1 (1100 C) med varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 76,6 Scenarie 1 (530 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 14 Scenarie 1 (530 C) med varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 23,4 Scenarie 1 (200 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 15,8 Scenarie 2 12,1 Scenarie 3 3,5 200 MW naturgasfyret kraftvarmeværk 37,6 50% mere installeret vindkraft i DK Samfundsøkonomiske omkostninger [mia. kr/år] Ingen implementering 81,43 Reduktion af samfunds-økonomiske omkostninger ift. ingen implementering [mio. kr/år] Scenarie 1 (530 C) uden varmeudnyttelse på ekspansionstrinnet 30,1 81

92 Lagring af El Danmarks Tekniske Universitet Marie Katrine Bech Andersen EKSAMENSPROJEKTAPPORT Rapport nr. MEK-TES-EP Vejleder: Brian Elmegaard Institut for Mekanisk Teknologi Januar 2009

93 Lagring af El EKSAMENSPROJEKTAPPORT Rapport nr. MEK-TES-EP Vejleder: Brian Elmegaard Januar 2009 DATO Marie Katrine Bech Andersen s Institut for Mekanisk Teknologi Danmarks Tekniske Universitet 1

94 Resumé Dansk Mængden af fossile brændstoffer svinder hastigt ind, og udledning af drivhusgasser er et problem, der modtager megen opmærksomhed. Det betyder, at vedvarende energi fra eksempelvis vind i stigende grad er aktuelt. Produktionen af elektricitet fra vedvarende energikilder er svært at administrere, og sker sjældent i god overensstemmelse med forbrugermønstre. Denne rapport indeholder en komparativ analyse af el-til-elvirkningsgraderne og det økonomiske potentiale for varianter af fire forskellige metoder til lagring af energi. Fokus er rettet mod energimanagement, hvilket indebærer at kunne udjævne uoverensstemmelserne mellem produktion af vindkraft og forbrug af el i Danmark. Det økonomiske potentiale er baseret på data for det danske elmarked i årene 2005, 2006 og Systemerne der analyseres, er et konventionelt CAES-anlæg og et CAES-anlæg med varmelager, reversible brændselsceller, underjordisk PHS og varmepumper, der bruger CO 2 som kølemiddel. Det er også undersøgt, hvad mulighederne er for produktion af elektricitet med en Organic Rankine Cycle drevet af fjernvarmevand produceret på CO 2 -varmepumper. Af de analyserede er det mest rentable system CAES med varmelager med en el-tilelvirkningsgrad på 59 %. Det økonomiske potentiale lægger sig tæt op ad det for konventionelt CAES, men ud fra et miljøøkonomisk synspunkt er CAES med varmelager at foretrække, da naturgasforbruget er lavere. Underjordisk PHS, hvor et aquifer udgør det nederste lager har en el-til-elvirkningsgrad på 79 %. Grundet meget høje omkostninger forbundet med konstruktion af PHS-anlæg, er det dog svært at gøre lagring af el med underjordisk PHS rentabelt. Tendensen er dog, at ved grundig overvejelse og planlægning af driften af underjordisk PHS er der potentiale for at forbedre anlægsøkonomien betragteligt. Lagring af elektricitet med CO 2 - varmepumper og reversible brændselsceller er uøkonomisk grundet lave el-tilelvirkningsgrader. Derimod kan en betydelig udvikling af varmepumpeteknologi betyde, at salg af fjernvarme produceret på CO 2 -varmpeumper bliver fordelagtigt. 2

95 English The rapid decrease in the amount of fossil fuels and greenhouse gas emissions are issues, which are currently receiving much attention. This means that renewable energy from e.g. wind is becoming increasingly relevant. The production of electricity from renewable energy sources is hard to administrate, and it rarely occurs in good accordance with electricity consumption patterns. This report contains a comparative analysis of the electricity-to-electricity efficiencies and the financial potential for variants of four different energy storage methods. Energy management is brought into focus, which entails being able to even out the discrepancy between production of wind power and the consumption of electricity in Denmark. The financial potential is based on data for the Danish electricity market in 2005, 2006 and The systems that have been analysed are a conventional CAES plant and a CAES plant with heat storage, reversible fuel cells, underground PHS and heat pumps that use CO 2 as a refrigerant. A further analysis has been carried out to examine the potential for electricity production with an Organic Rankine Cycle driven by district heating water produced on CO 2 heat pumps. The system that proves most cost-effective is CAES with heat storage, which has an electricityto-electricity efficiency of 59 %. Its financial potential is somewhat comparable to that of a conventional CAES plant, but since CAES with heat storage uses less natural gas, it is preferable from an environmental point of view. Underground PHS where the lower reservoir consists of an aquifer has an electricity-to-electricity efficiency of 79 %. Due to high construction costs, underground PHS is not easily made cost-effective. However, the tendency is that by thorough consideration and planning of the underground PHS operation, the economy of such a plant can be improved significantly. Electricity storage with CO 2 heat pumps and reversible fuel cells is financially unfeasible due to low electricity-to-electricity efficiencies. Nevertheless, a considerable technological refinement of heat pump technology might make the production of district heat on CO 2 heat pumps profitable. 3

96 Nomenklatur a I0 Annuitet [ ] α Porøsitet [-] A fr Frontareal, regenerator [m 2 ] A TOT Samlet overfladeareal i regenerator [m 2 ] COP Coefficient Of Performance [-] c REG D EK Varmekapacitet, regenerator [J/kgK] Diameter [m] Efterkøler ε Varmevekslereffektivitet [-] η Virkningsgrad [-] f Friktionsfaktor [-] F Faradays konstant [c/mol] g Tyngdeacceleration [m/s 2 ] G H G L h H Gennemsnit af høje elpriser [ /MWh] Gennemsnit af elpriser v. eksport af vind [ /MWh] Massespecifik entalpi [kj/kg] Entalpi [kj] h reg Varmeoverføringskoefficient [W/ m 2 K] I Investeringsgrundlag [ ] I 0 Investering [ ] KOMP Kompressor L Længde [m] LHV Nedre brændværdi [MJ/kg] M Masse [kg] Massestrøm [kg/s] M Molvægt [g/mol] Molstrøm [mol/s] MK Mellemkøler n Tilbagebetalingstid [år] O&M Omkostninger forbundet med drift og vedligehold [ /år] p Tryk [Pa] 4

97 P Effekt [MW] P lag P prod Effekt optaget under lagring [MW] El produceret ved tømning af lager [MW] Installeret fjernvarme [MW] Fjernvarme produceret [MWh] Varme [MJ/s] r Rente [%] Re Reynolds tal [-] ρ Densitet [kg/m 3 ] T Temperatur [K; o C] T eks T prod V X forb X inst Antal timer med eksport af vindkraft per år Antal timer med produktion af lagret el per år Specifik volumen [m 3 /kg] Volumenstrøm [m 3 /s] Fjernvarmepris [ /MWh] Pris per installeret MW fjernvarme [ /MW] 5

98 Indholdsfortegnelse 1 Introduktion Problemformulering Produktion og forbrug af vindkraft i DK Lagringsbehov Den elektriske storebæltsforbindelse Korrelationsanalyse Lagerstørrelser Systemanalyse Økonomi Beregning af investeringsgrundlag CAES Systemerne Huntorf, Tyskland Model CAES med varmelager Model Varmelagrene Exergianalyse Økonomisk potentiale Sensitivitetsanalyse af lagerstørrelsen Elektrolyse Produktion af H Elproduktion Exergianalyse Økonomisk analyse Lagring af el som varme i fjernvarmenettet Elektrisk CO 2 varmepumpe drevet af geotermisk varme Model Geologisk baggrund Sensitivitetsanalyse af varmepumper Gaskøleren og Termodynamikkens Anden Hovedsætning Exergianalyse

99 6.4 Økonomisk potentiale Pumped Hydro Storage (PHS) Systemerne Lille Torup Gaslager Stenlille Gaslager Modellerne Tryktab i rørledning Turbinen Kavernen Pumpen Lille Torup Stenlille Exergianalyse Økonomisk potentiale Sensitivitetsanalyse Alternative scenarier Scenarie Scenarie Resultat Diskussion Konklusion Bibliografi Bilag A Bilag B (CD)... Vedlagt 7

100 Figurer Figur 3-1 Korrelationskoefficienter Figur 3-2 Nettoeksport af el vs. Vindkraftproduktion, december Figur 3-3 Systemrating Figur 4-1 Huntorf CAES Figur 4-2 CAES med varmelager Figur 4-3 Simpel regenerator Figur 4-4 Udvidet regeneratormodel Figur 4-5 Regeneratorerne Figur 4-6 Exergiforløb Huntorf CAES Figur 4-7 Exergiforløb CAES med varmelager Figur 4-8 Sensitivitetsanalyse af lagerstørrelse Figur 5-1 Reversibel elektrolyse / SOFC celle Figur 5-2 SOFC trykafhængighed Figur 5-3 Exergiforløb SOC Figur 6-1 Varmepumpe Figur 6-2 Varmepumpe COP Figur 6-3 p,h diagram Figur 6-4 Q,T-diagram, gaskøler Figur 6-5 Exergivirkningsgrader for varmepumpe Figur 6-6 ORC Figur 6-7 Sensitivitetsanalyse, varmepumpe + ORC Figur 7-1 Lille Torup PHS anlæg Figur 7-2 Stenlille PHS anlæg Figur 7-3 Exergiforløb Lille Torup Figur 7-4 Exergiforløb Stenlille Figur 7-5 Stenlille sensitivitetsanalyse Figur 8-1 Scenarieanalyse, normaliserede værdier af overskuddet

101 Tabeller Tabel 3-1 Lagerstørrelser Tabel 4-1 Faste parametre, Huntorf CAES Tabel 4-2 PackedSpheres i EES Tabel 4-3 CAES Tabel 5-1 SOEC data Tabel 5-2 SOFC data Tabel 5-3 HEX effektiviteter Tabel 5-4 SOC Tabel 6-1 Faste parametre, varmepumpe Tabel 6-2 Fjernvarme Tabel 7-1 PHS-anlæg Tabel 8-1 Årlig drift, udgangsscenarie Tabel 8-2 Totale mængder lagret el Tabel 8-3 Sammenligning af scenarier

102 1 Introduktion I forbindelse med at mængden af fossile brændstoffer svinder ind, og at det derudover er uhensigtsmæssigt at være afhængig af at skulle købe brændstofferne i lande, som for de flestes vedkommende er politisk ustabile, er lagring af el meget aktuelt. Derudover har el-lagring stor betydning i forhold til at kunne administrere energi fra vedvarende kilder såsom vind, bølger og sol. Denne energi er blandt andet karakteriseret ved, at dens produktion er ganske uafhængig af forbrugernes efterspørgsel. Globale klimaændringer forårsaget af CO 2 udslip har dikteret behovet for udbygning af enheder, der producerer vedvarende energi, men for at en sådan udbygning har relevans, er det nødvendigt at kunne lagre overskudsenergi. Fokus i projektet er lagring af el med henblik på energiadministration, dvs. at større mængder overskudsenergi skal lagres og efterfølgende anvendes som substitut for eller supplement til konventionelle elproducerende enheder som f.eks. kulkraftværker. 10

103 2 Problemformulering Formålet med nærværende projekt er en komparativ analyse af metoder til lagring af større mængder el over længere tid. Jeg ønsker både at afdække, hvorledes el-til-elvirkningsgraden er for lagrene, men også hvor stort det økonomiske potentiale er. Lagrene skal dimensioneres på grundlag af en analyse af den årlige mængde eksporterede vindkraft. De fire systemer, der skal analyseres er - Compressed Air Energy Storage (CAES). Både i en konventionel udgave, samt i en udgave, hvor systemets samlede entalpitab minimeres vha. konstruktion af varmelagre. - Produktion af brint ved elektrolyse af vand, lagring af brint i underjordiske kaverner og endelig produktion af elektricitet ved katalyse af brint. En reversibel brændselscelle er basis for systemet. - Lagring af el som varme i fjernvarmenettet. Overskudselektricitet driver en varmepumpe, som bruges til at producere fjernvarmevand. - Pumped Hydro Storage (PHS). I lyset af Danmarks utilstrækkelighed hvad angår geografisk passende lokaliteter til PHS, er det undersøgt hvorledes omstændighederne er for PHS, hvor det nedre reservoir er underjordisk. 11

104 3 Produktion og forbrug af vindkraft i DK For at kunne vurdere potentialet i at installere energilagringsfaciliteter er det nødvendigt at vide hvor meget, der kan tjenes ved at opkøbe billig strøm og sælge det, når prisen er høj. Da hensigten er at skulle kunne lagre strøm fra vindmøller, er et estimat af den årlige mængde eksporterede vindmøllestrøm nødvendig. Fra offentlig side bekendtgøres det, hvor meget vindkraftproduktionen udgør af det samlede danske forbrug, og der tages ikke hensyn til det faktum, at vindkraftproduktion og forbrug er uafhængige af hinanden (1). Denne uafhængighed består f.eks. i, at vindforholdende varierer kraftigt over årstiderne, samt at vindkraft produceret om natten ikke harmonerer med forbrugsmønstret. Altså er oplysningen, om hvor stor en andel den dansk producerede vindkraft udgør af det samlede danske elforbrug, i nogen grad vildledende, i og med at den giver indtryk af, at dansk produceret vindkraft bruges i Danmark. Dette er ofte langt fra tilfældet. 3.1 Lagringsbehov Behovet for lagring af el fra overskydende vindkraft estimeres ud fra en model. I modellen bruges udtræk af markedsdata (2) for hhv. 2005, 2006 og Estimat af lagringsbehovet er desuden blevet lavet ud fra en række antagelser: Den elektriske storebæltsforbindelse Data fra DK-Vest (Jylland og Fyn) og DK-Øst (Sjælland med øer) er slået sammen. Det er gjort med henvisning til Den elektriske Storebæltsforbindelse, som forventes at være i drift fra år 2010 (1). Når det sker, vil elektricitet produceret i DK-Vest kunne transmitteres til DK-Øst og vice versa. Det vil sige, at spotmarkedspriserne repræsenterer et gennemsnit af priserne i de to regioner, mens forbruget og mængden af såvel produceret vindkraft som eksporteret el er summer. Det er antaget, at forbindelsen kan transmittere store nok mængder el til, at det er forsvarligt at analysere DK som helhed. Der tages således ikke hensyn til, at forbindelsen har begrænset kapacitet Korrelationsanalyse For at kunne vurdere, hvor meget af den eksporterede el der kommer fra vindkraft, er Pearsons korrelationskoefficient blevet brugt. Koefficienten er et udtryk for, hvor god sammenhæng der er mellem to datasæt. Den kan dermed anvendes til at sige noget om hvorledes eksport af el, vindkraftproduktion og forbruget af el i DK varierer i forhold til hinanden. Figur 3-1 Korrelationskoefficienter (3) 12

105 MWh/h Figuren illustrerer ideen med korrelationskoefficienten, som kan variere mellem -1 og 1. Vektorer med samme hældning har korrelationskoefficienten 1, og har hældningerne modsat fortegn er korrelationskoefficienten -1. Altså vil der eksempelvis være god positiv korrelation mellem to datasæt, hvis de begge vokser i et interval, hvilket er relevant, når det skal afgøres om, der er sammenhæng mellem variationer i vindkraftproduktion og eksport af el. Generelt gælder det, at numeriske værdier af korrelationskoefficienter på over 0,5 betyder høj grad af korrelation. I analysen af udtrækkene fra Energinet.dk vil en korrelationskoefficient på 0,6 udgøre den nedre grænse for, hvornår to datasæt kan siges at være korrelerede i tilfredsstillende grad. Datasættene der analyseres, er mængden af produceret vindkraft og nettoeksporten på overføringsforbindelserne fra 1/ til 31/ Der skelnes mellem fire forskellige tilfælde. For hver time i løbet af de tre år vil ét af tilfældene beskrive den aktuelle time (4): - Vindkraftproduktionen er større end nettoeksporten af el: Al den eksporterede el stammer fra vindkraft, den resterende mængde vindkraft bruges i DK. Nedenstående figur har til formål at understøtte denne beslutning: Udsnit af december 2006 Nettoeksport Vindkraft Time Figur 3-2 Nettoeksport af el vs. Vindkraftproduktion, december 2006 Der er en gennemgående tendens til, at når vindkraftproduktionen overstiger nettoeksporten, så er de to størrelser stærkt korrelerede. Den gennemsnitlige, numeriske værdi af korrelationskoefficienten for denne periode er 0,9. Det betyder, at de to kurver i høj grad stiger hhv. falder i de samme intervaller. Det giver et indtryk af, at 13

106 det er at foretrække at eksportere vindkraft frem for el produceret på konventionelle kraftværker. - Nettoeksporten er større end vindkraftproduktionen og korrelationskoefficienten mellem de to er mindre end 0,6: Der er en lav grad af sammenhæng mellem mængden af eksporteret elektricitet og mængden af produceret vindkraft. Al produceret vindkraft antages anvendt indenlands. - Nettoeksporten er større end vindkraftproduktionen og korrelationskoefficienten mellem de to overstiger 0,6: Det estimeres, at halvdelen af den producerede vindkraft eksporteres, mens resten anvendes herhjemme. - Nettoeksporten er 0: Den producerede mængde vindkraft anvendes i DK Lagerstørrelser For at kunne vurdere, hvor store lagre der er påkrævet for at kunne lagre overskudsstrøm, er hver dag i 2005, 2006 og 2007 delt op i to intervaller á tolv timer; fra kl og fra kl , og i hvert interval er mængden af eksporteret vindkraft over de tolv timer summeret op. Intervallerne er konstrueret ud fra en antagelse om, at forbruget er størst i løbet af dagen, når der er industriel produktion og væsentligt mindre om natten. Det giver mulighed for at dimensionere lagrene med henblik på at kunne rumme den største mængde eksporterede elektricitet i ét interval. Tabel 3-1 viser, hvad den nødvendige lagerkapacitet er for hvert af de tre år samt mængden af el, der samlet skal lagres per år. Yderste kolonne viser gennemsnittet for de tre år Gennemsnit Størrelse [GWh] 21,9 26,0 23,3 23,7 Interval Nat Dag Dag Lagret per år [GWh] 1552,0 2613,5 2340,5 2168,7 Tabel 3-1 Lagerstørrelser Som forventet er forekomsten af de største mængder eksporteret el fra vindkraft at finde i vinterperioden. Det er for alle tre år en stor del af det samlede danske energiforbrug, der skal kunne lagres. For at sætte det lidt i perspektiv, har CAES-anlægget i Huntorf, Tyskland en lagerkapacitet på omkring 480 MWh. Men estimatet er også gældende for DK som helhed, og altså skal det samlede, vurderede lagringsbehov tænkes fordelt ud på en række lagringsenheder. Dog vil lagre i størrelsesordnerne nævnt i tabel 1 kun få gange årligt blive fyldt helt op over et interval på et halvt døgn. Det er derfor værd at vurdere, om det er at foretrække rent økonomisk at lave lageret mindre og dermed acceptere, at man få gange må eksportere en del af overskudsstrømmen. 14

107 I analysen af lagerstørrelsen er der ikke taget hensyn til, at der i løbet af de næste fire år er projekteret nye vindmøller med en samlet effekt på omtrent 800 MW Systemanalyse Baseret på ovenstående er der behov for et system, der kan lagre større mængder energi i længere tid ad gangen; ergo et system til det der betegnes energimanagement. Figur 3-3 giver karakteristikker af forskellige systemer til lagring af el. Det ses at i forbindelse med energimanagement, er compressed air energy storage (CAES) og pumped hydro storage (PHS) oplagte kandidater til lagring af el under ovennævnte forudsætninger. Begge systemer opfylder til fulde kravene om, at større mængder energi skal kunne lagres i længere tid. Der er, i det mindste i Danmark, nogen diskussion omkring brugen af varmepumper som aftagere af overskudsstrøm (5). Derfor undersøges det også, hvad det indebærer at omdanne el til varme i fjernvarmenettet. Varmen produceres af en varmepumpe, hvori der anvendes CO 2 som kølemiddel. Endelig foregår der til stadighed megen forskning indenfor brintteknologi, og forskere på Risø har opnået gode resultater i forsøg med reversible brændselsceller, dvs. brændselsceller som både kan omdanne el til brint og ilt og omvendt. Det vil derfor være varianter af lagre baseret på komprimeret luft, hydro power, varmepumper og brint, der analyseres. 3.2 Økonomi Figur 3-3 Systemrating (31) Motivationen for at kunne lagre elektricitet er først og fremmest, at det vil kunne give anvendelsen af vedvarende energikilder mere gunstige forhold, men også at der umiddelbart vil være nogle økonomiske fordele i at kunne planlægge salget af el til forbrugerne i henhold til udbud og efterspørgsel. Denne analysedel vil derfor fokusere på økonomiske forhold samt indpasning af VE strøm. 15