Økonomi ved power2gas Elektrolyse og Methanisering for produktion "gønne gasser"

Transkript

1 Økonomi ved power2gas Elektrolyse og Methanisering for produktion "gønne gasser" DGF Presented Gastekniske by dage, Jørgen Middelfart Nørklit - 13/14 Jensen maj 2013 DONG Energy Power Aksel Hauge Pedersen, DONG Energy A/S

2 Content 1. Hvad er DONG Energy? 2. Kan der blive behov for lagring af vindkraft? hvordan? 3. Hvordan fungerer Power2Gas? 4. Økonomi for Power2gas (brint alene eller methan)? 5. Hvad med gas kvaliteten hvor meget brint kan lagres? 6. Konklusion 2

3 DONG Energy er et integreret energiselskab - med aktiviteter over hele energi værdikæden. 3

4 Den flukturende natur for vindkraft udfordrer det eksisterende el-system. Wind profiles in January MW Load Periods with 2 Periods with 3 surplus deficit of power of power Periods requiring fast ramping of back-up capacity 4 Alternatives to grid support* from conventional power plants must be identified *Voltage and frequency control etc. 4

5 TWh Udlandsforbindelser har indtil videre ydet et vigtigt bidrag til "balancen" i elsystemet elsystemet rovider and interconnectors remain part of the future balancing strategy Denmark is primarily an exporter of electricity 20 DK1 NO 1,040 MW 2014: +700 MW DK1 SE 740 MW Existing Expected Under consideration GER 0-5 DK1 UK 2020: +700 MW DK2 SE 1,900 MW -10 exports tend to follow wind generation patterns DK1 NL 2017: +700 MW DK1 DE 1500 MW 2017: +750 MW DK1 DK2 600 MW DK2 DE 550 MW : +600 MW Danish Energy Agency "Energy statistics 2010", Energinet.dk 5

6 Hvordan opretholdes balancen i el-systemet? Systemer til balancering Udlandsforbindelser Elværker og kraftvarmeanlæg Smart Grid/Power hub "Smart cities" (Elbiler) (Varmepumper) Teknologier til energilagring El til - el Batterier Svinghjul Pumpekraft (PHS) Komprimeret luft (CAES) El til - varme Varmepumper El kedler El til gas (P2G) Elektrolyse (brint/methan) Opgradering af biogas (methane) 6

7 Hvor meget kan varmepumper og el-biler bidrage til at balancere el-systemet? El behovet i Danmark ligger på 6 GW. El kapaciteten er ca. 14 GW heraf 4 GW vindkraft (incl 1 GW off-shore vind) Elbiler (m. el-leverance) Hvis hele den danske bilpark (ca 2 millioner biler) var el biler ville disse biler (20 kwh/bil) maks. kunne lagre 40 GWh. Hvis disse batterier kunne levere til den danske el-forsyning ville de med den nødvendige kapacitet på 6GW kunne forsyne el-systemet i 6 7 timer. Dette er dog en teoretisk betragtning realiteten ville være en garanteret el-leverance i måske kun 2 3 timer. Varmepumper (m. el-aftag): De danske mål for husstandsinstallerede varmepumper er enheder eller 20% af samtlige husstande. Udstyres disse med en 300 l varmeakkumuleringstank kan hver husstand oplagre ca 24 kwh/tank eller 12 GWh for alle husstande. Hvis alle varmepumper har en COP = 3, betyder dette at de 12 GWh varme kan produceres på 2 timer ved en overskudskapacitet for vind på 2 GW. 7

8 Power2Gas hvad er fordelene set med "gas" briller? Kilde Marcogas 2012 Gas infra strukturen er der allerede (transport, lagring og distribution). Transport af el er 20 gange dyrere end transport af den samme energimængde gas via rørdistribution (jvf. Marcogas). Et 80 bar gasrør med en diameter på 120 cm kan flytte 20 gange så meget energi som et 380 kv overjordisk el-transmissionssytem (kilde E.ON Ruhrgas) Rørledninger er usynlige Gassystemet slår alle andre energilagringsmuligheder hvad angår lagringskapacitet. 8

9 Effektivitet af Power2Gas elektrolyse og metanisering. Alkaline Electrolyzer h = 60 80% 2H2O 2H2 + O2 D H = 572 kj/mol Methanation/water shift h = 75 85% 4 H2 + CO2 CH4 + 2 H2O D H = - 164,9 kj/mol 3 H2 + CO CH4 + 2H2 D H = - 206,4 kj/mol The Water gas shift reaction H2 + CO2 CO + H2 DH = - 41,5 kj/mol "Bioenergy and renewable power methane in integrated 100% renewable energy systems", M. Sterner Comparison of energy efficiencies for "bio" H2 production. A.Miltner, "Evaluation of sustainable hydroge production pathways",

10 Tyske anlæg med Power2Gas 10

11 Verdens største Power-to-Gas anlæg - til produktion af methan opstartet marts 2013 Det tyske miljøministerium har financieret et projekt (3,3 mill. ) til udvikling af det første stor skala elektrolyse/metaniserings projekt i Tyskland. Et 250 kw power-togas projekt i Stuttgart som anvender alkalisk elektrolyse (300 m 3 fornybar methan per døgn).

12 Pris struktur for elektrolyse og gaslagring tal fra det tyske marked 2011 (fra DBI Gas and environment technology - Müller- Syring, DBI og Peter Franke, Bundesnetzagentur) 12

13 Energilagrings potentiale for det tyske marked dena Konferenz der Strategiplatform Power to Gas, June 2012, Peter Franke, Budesnetzagentur Type of Storage Potential Duration PHS, CAES, Batteries App 0,07 TWhel < 1 hour 45 mill EV a 10 kwh App 0,45 TWhel 6 hours 5% Hydrogen in the natural gas system App 1,8 TWhel 1 day 10% Hydrogen App.3,6 TWhel 2 days RNG (Renewable Natural gas) or SNG App. 120 TWhel + 2 months 13

14 Power2Gas nøgletal for økonomisk modellering Investering: Et demo-anlæg i 2013: /kwe (op til kr/kw). Dækker elektrolyse, methanisering, arbejdsløn, kompression, el-elektronik og styresystemer, rørarbejder, m.v. System effektivitet for Power to gas (methane) med dagens teknologi 60% For fremtidens anlæg (tidshorisont 5 10 år): Omkostninger for anlægsstørrelser op til MW anlæg kan falde til 1000 /kw (7500 kr/kw) effektivitet 65 68% - måske 75-80% ved anvendelse af SOEC teknologi. Citat: Basic concept of Renewable Power Methane, M. Sterner 2009 Markeds priser for naturgas : Nordpool pris niveau Okt /MWh eller ca 2,2 kr/m 3 methan. Feed- in tariffer: Feed-in tarif for biogas 115 kr/gj eller 4,56 kr/m 3 methan Per Oktober 2012 salgsprisen for biogas til naturgassystemet kan være på niveau: 2,2 + 4,56= 6,76 kr/m 3 methan. 14

15 Økonomi beregninger eksempel med 10 MW enhed (Power to Green methane) Citat: Wind to Gas-to-money? Economic perspectives of the Power-to-gas Technology, Fabian Rechert, Master Thesis, Aalborg University 2012 and.renewable energy & Energy Efficieny, Jürgen Schmid, Kassel Universität, 2009 Background: Power capacity 10 MW Basic scenary Lifetime 20 years 20 years Investment Mill ( /kw el-input) O&M 0,3 0,6 Mill /Year (3% of investment cost) Efficiency P2G % (60% for alkaline elctrolyzer 75% for fully developed SOEC) Gas output 0,6 0,75 15 Mill 0,45 Mill 60% MWh CH4/MWh el-input. 0,6 Water Cons. 200 Liter/MWh el-input 200 Useful heat 0,12 MWh heat/mwh el input 0,12 Interest rate 9 % 9% 15

16 Økonomi beregninger El priser Citat: Frauenhofer Institue 2009 og 2011 (Sterner and Trost). "Surplus electricity from wind power can be purchased at very low prices cent/kwh in times of high wind penetration" men hvor ofte? DK West (El-spot) DK West (Regulating Power) Germany (Epex) Average price/ Kr/MWh ( /MWh) 369 (48) 235 (31) 385 (51) Total Hours with prices of 150 kr (20 ) /MWh and below Tabel: Gennemsnitspriser for el og antal timer med lave el-priser i diverse el-markedssegmenter i "Grøn" vindkraft er betydeligt dyrere end markeds-el (0,6-1 kr/kwh for off-shore vindkraft). "Grøn" el er dog nødvendig hvis "grøn metan" eller "grøn brint" skal opnå mulighed for samme feed-in tariffer som biogas.. Markeds priser for el - ingen betaling for el distribution - afgiftsfratagelse er nødvendigt hvis Power2Gas skal have en kommerciel chance. 1 m 3 CO2 giver ca. 1,5 m 3 CH4. Med CO2 priser fra /t CO2 medfører dette 6 19 cent/m 3 CO2 (eller en CO2 udgift på 4 13 cent/m 3 metan) 16

17 El til methan. Eksisterende danske "feed-in" tariffer for grønne gasser nødvendiggør en lav el-pris (< 0,4 cent (3 øre)/kwh el - for økonomisk balance. Life time 20 years Investment 1500 /kw Interest rate 9% Power price x cent/kwh Feed-in tariff 0,0545 /kwh (115 kr/gj) Spot market gas 0,0272 /kwh O&M 3% of investment/year Efficiency P2G 60% Running hours/year 4000 hours Heat production (> 200 gr. C) 12% % of power input Sales price heat 0,05 /kwh Cost for CO2 55 /1000m3 (30 /ton CO2) Use of CO2 1,5 m3 CH4 per m3 CO2 CO2 per kwh CH4 0,0033 /kwh CH4 Heating value CH4 10 kwh/m3 Ancillary services 0,006 per kw per hour (50 kr/mw/time) 17

18 P2G Antal driftstimer er af vital betydning for produktionsprisen for methan Case: Power to CH4- Economy Life time 20 years Investment 1500 /kw Interest rate 0,09 Power price xx cent/kwh Feed-in tariff 0 /kwh (115 kr/gj) Spot market gas 0 /kwh O&M 3% of investment/year Efficiency P2G 60% Running hours/year xx hours Heat production (> 200 gr. C) 0,12 % of power input Sales price heat 0,05 /kwh Cost for CO2 55 /1000m3 (30 /ton CO2) Use of CO2 0,66 m3 CO2/m3 CH4 CO2 per kwh CH4 0,0033 /kwh CH4 Heating value CH4 10 kwh/m3 Ancillary services 0,006 per kw per hour (50 kr/mw/time) 18

19 CAPEX og elpris to væsentligste parametre for økonomien i produktion af grøn methan (eks. med 10 MW elektrolysør) Case: Power Price 4 cent/kwh 3 cent /kwh 2 cent/kwh 1 cent/kwh Investment /kw Income/year - Mill ,7-0,3 0,1 0, ,1-0,7-0,3 0, ,4-1 -0,6-0, ,8-1,4-1 -0, ,1-1,7-1,3-0,9 Running hours: 4000/year 19

20 Yearly Income Mill /year Nye muligheder med en fuldt udviklet SOEC (reduceret Capex og øget effektivitet). Case: ,5 Yearly Income at 4000 running hours/year SOEC 75% efficient - P2G 1 0,5 Economic balance at 1420 /kw Economic balance at 840 /kw 0-0, c/kwh 2 c/kwh hours/year -1,5-2 Capex - /kw 2,5 2 1,5 1 0,5 0-0,5-1 -1, h at 4c/kWh 6000 h at 2c/kWh hours/year 0,5 0-0,5-1 -1,5-2 -2, h at 4c/kWh 2000 h at 2c/kWh 20 0,8 0,6 0,4 0,2 0-0,2-0,4-0,6-0, h at 5,33 c/kwh in 2030 (40 øre/kwh) - economic balance at Capex = 920 /kwh h at 5,33 c/kwh 2000 hours/year 8000 hours/year

21 Økonomi beregninger eksempel med 10 MW enhed (Power2 Hydrogen) Quote: Wind to Gas-to-money? Economic perspectives of the Power-to-gas Technology, Fabian Rechert, Master Thesis, Aalborg University 2012 and.renewable energy & Energy Efficieny, Jürgen Schmid, Kassel Universität, 2009 Background: Power capacity 10 MW Basic scenary Lifetime 20 years 20 Investment Mill ( /kw el-input) O&M 0,3 0,6 Efficiency P2G 60/70 and 80 Mill /Year (3% of investment cost) 12,5 3% % Moving from 60% to - 70% before % from 2030 Gas output 0,6 MWh H2/MWh el-input. 0,6 0,8 Water Cons. 200 Liter/MWh el-input 200 Useful heat 0,12 MWh heat/mwh el input 0,12 Interest rate 9 % 9% 21

22 Brint. Elpriser lavere end 1,6 cent/kwh (ca 12 øre/kwh) nødvendig for positiv driftsøkonomi. For El til brint og injicering i naturgas systemet. Investerings niveau under 1250 /kw Case: Life time 20 years Investment 1250 /kw Interest rate 9% Power price xx cent/kwh Feed-in tariff 0,0545 /kwh (115 kr/gj) Spot market gas 0, /kwh O&M 3% of investment/year Efficiency P2G 60% Running hours/year 4000 hours Heat production (> 200 gr. C) 12% % of power input Sales price heat 0,05 /kwh per kw per hour (50 Ancillary services 0,006 kr/mw/time) 22

23 Brint og gaskvalitet Den mængde brint der må være i naturgas er begrænset vol% er ikke kritisk i de fleste tilfælde dog med væsentlige undtagelser: moderne gas turbiner med premix brændere, og gasmotorer (såvel CHP som biler) angiver brint mængder i området 2-5% som maksimale For stål tanke f.eks i biler og CNG fyldestationer (her angives det maksimale brintindhold til 2%) 23

24 Brændværdi og Wobbe Index for naturgaskvaliteter incl 10% H 2 Dansk interval for wobbeindex angivet ved de blå pile (50,8 55,8 MJ/m 3 ). Wobbe index for Hydrogen er 48,2 MJ/m 3 24

25 Krav til ikke-konventionelle gasser i naturgassystemer i forskellige europæsike lande. Fra DGC rapporten "Biogas til nettet",

26 Hvor meget brint kan teoretisk set - lagres i det danske gassystem? Årligt dansk el forbrug : Årlig transport af naturgas (8 milliarder m 3 ): Volumenmæssigt vil 10% brint svare til: 36 TWh 88 TWh 2,4 TWh Transport kapacitet i transmission nettet: 1 x 10 6 m 3 /h 10% brint: 0,1 x 10 6 m 3 /h Elektrisk kapacitet af elektrolysør: 400 MW (Svarer til kapaciteten af Anholt off-shore vindmølle anlægget) Et mere realistisk case: Hvad begrænser injiceringen af brint i naturgassystemet? Variation i gas flow (gas forbrug) En øvre grænse for brint (maks 10%) må forventes Variation i elpriser etc. Resultat - max lagring af brint vil blive lavere end 2,4 TWh/year eller 400 MW. Dette tilfælde er ikke endnu gennemanalyseret men 1 TWh/år eller et konstant el-aftag på MW må anses for sandsynligt. For "green Methane" er gasforbruget den begrænsende faktor. 26

27 Konklusion (1) I fremtiden vil solrige og/eller perioder med megen vindkraft (eller ingen vindkraft) byde på såvel økonomiske og tekniske udfordringer for det danske el-system. De fleste danske centrale el-værker vil blive lukket ned (en proces der allerede er igangsat) Smart grid, el- biler, varmepumper o.s.v. vil på kort sigt kunne løse problemerne kombineret med eksport af overskudsstrøm til Norge, Sverige og Tyskland (og endvidere Holland og UK i fremtiden?) Power2Gas er den simple løsning, både på kort- og langt sigt, til at løse udfordringerne med den fluktuerende fornybare energi. Løsningen kan realiseres, men økonomien må analyseres nærmere og holdes op mod foreliggende alternativer. 27

28 Konklusion (2) Økonomi for Power2Gas For Power2Gas er de helt dominerende parametre: Investering (Capex) og elpris. Ikke økonomisk balance med eksisterende anlægsomkostninger og eksisterende elpriser og subsidier (feed-in tariffer, afgiftsfritagelse for transport af el m.v.) I 2030: Med Energistyrelsens forventninger til udviklingen i el-priser (40 øre/kwh i 2030) og 75% system effektivitet, 8000 driftstimer/år skal Capex for "grøn methan" falde til et niveau - under 1000 /kw (for system med elektrolysør, methanisering m.v.) - før der er økonomisk balance. En rapport fra DOE indikerer opnåelig Capex for SOEC til et niveau på /kw) For brint produktion fra 2030 (80% effektivitet og 8000 driftstimer/år) er det tilsvarende indikerede investeringsniveau: - under 1300 /kw (for elektrolysør m.v.) men i alle tilfælde : en fremtid for Power2gas? afhængig af yderligere teknologi udvikling - effektivitetsforbedring, levetid, omkostningsreduktion er nøgleområder og ikke at forglemme - politisk "medvind"! 28

29 Grøn Vækst Tak for opmærksomheden Nogen spørgsmål? 29