Fakulteten för hälsa, natur- och teknikvetenskap Miljö- och energisystem
Julia Egerfält
Modellering av elproduktion och elektrisk energilagring för ett
system med solceller
Dimensionering, ekonomi och klimatpåverkan
Modelling of electricity production and electrical energy storage for a system with solar panels
Dimensioning, economy and environmental impact
Examensarbete 30 hp
Civilingenjörsprogrammet i energi- och miljöteknik
Juni 2019
Handledare: Jonas Berghel Examinator:Roger Renström
Sammanfattning
En expansion av den förnybara elproduktionen är evident både internationellt men även i Sverige. En förnybar energikälla som har utvecklingspotential och tillgång till energi är solenergi, där solceller är den främsta och mest brukade tekniken. Elsystemet måste alltid vara i balans, det vill säga konsumtionen och produktionen av el måste matcha konstant. När solceller tar en större roll i Europas och Sveriges elproduktion uppkommer ett behov av att lagra den överproducerade elen. Denna typ av lagring kan samlas under namnet elektrisk energilagring (EEL) och detta kan vara lösningen för att uppnå ett flexibelt elsystem. Det finns olika typer av EEL och det kan vara svårt att bestämma dess storlek.
I denna studie har beräkningsmodeller byggts för att utvärdera olika EEL system för en planerad skolbyggnad. På denna skolbyggnad planeras solceller och där av uppkommer behovet av EEL för att bland annat öka självförsörjningsgraden och egenkonsumtionsgraden.
De tre olika EEL systemen som undersöktes i studien var litium-jonbatteri, vanadin redox flödesbatteri och vätgasbaserad energilagring. För dessa EEL system byggdes fem olika beräkningsmodeller, en litium-jonbatteri, en vanadin redox flödesbatteri och tre olika system för det vätgasbaserade energilagringssystemet som hade olika styrnings villkor. Ytterligare två beräkningsmodeller byggdes, byggnaden med solceller och byggnaden utan solceller.
Detta gjordes för att beräkna den elproduktion som solcellerna genererade samt byggnadens behov av el och värme. Dessa sju systemlösningar har i studien dimensionerats samt har klimatpåverkan, kostnader och payback tid beräknats.
Självförsörjningsgraden och egenkonsumtionsgraden är högst för de vätgasbaserade energilagringssystemen ett och två. För dessa system är självförsörjningsgraden 167 % och egenkonsumtionsgraden är 100 %. Från dessa system säljs ingen el producerad från solcellerna ut till elnätet utan all producerad el används i systemen.
Alla systemlösningar bidrar till en minskning av driftkostnaderna jämfört med nollobjektet, byggnaden utan solceller. Störst minskning ges av det vätgasbaserade energilagringssystemet ett, där köps 456 kWh el per år jämfört med noll objektet som köper in 11 600 kWh el per år. Trots detta ges den kortaste payback tiden för EEL metoderna av vanadin redox flödesbatteriet på 29 år. För solcellerna är dess payback tid 25 år och dess livslängd är fem år längre på 30 år. Detta är ett gott tecken för solcellernas utveckling. Om mer kapital ges till solceller kan utvecklingen fortgå och solceller kan bli effektivare och miljövänligare.
Resultaten för klimatpåverkan redovisar att nollobjektet har lägst klimatpåverkan på 11 070 kg koldioxidekvivalenter på 30 år, om klimatpåverkan från den svenska el-mixen begrundas.
Om Europas el-mix begrundas är systemet med endas solceller bäst ur miljösynpunkt och bidrar med en minskning av utsläpp på -35 922 kg koldioxidekvivalenter på 30 år.
Resultaten visar att det i dagsläget inte kan argumenteras för användningen av studerade EEL
metoder. Samtliga studerade EEL metoder bidrar till en ökning av klimatpåverkan samt att
deras payback tider är längre än deras livslängder vilket gör dem till en dålig investering.
Abstract
An expansion of production of electricity from renewable energy sources is evident both internationally but also in Sweden. One renewable energy source that has great potential and access is solar energy, where solar panels is the prime and most used technique. The electrical system needs to be in a constant balance, this means that the production and consumption of electrical energy must constantly match each other. When solar panels get a bigger role in the world’s electricity production a need to store the overproduced electricity is born. A name for this type of storage is electrical energy storage (EES) and this can be the solution to achieve a flexible electrical system. There is a lot of different types of EES and it can be hard do decide its size.
In this study calculation models were built to evaluate different EES for a building. On this building solar panels are planned and therefore a need of EES to increase the buildings self- sufficiency rate and self-consumption rate. The three different ESS that was studied was lithium ion battery, vanadium redox flow battery and hydrogen-based energy storage. Five different calculation models were built, one for the lithium ion battery, one for the vanadium redox battery and three different hydrogen-based energy storage were built all with their own set of conditions. The appropriate sizes of the five systems were calculated. For these systems the environmental impact, costs and payback time was also calculated.
Self-sufficiency rate and self-consumption rate is the highest for the two hydrogen-based energy storages 1 and 2. The self-sufficiency rate was 167% and the self-consumption rate was 100%. In these systems the total amount of solar produced electricity is used within the system.
All systems contribute to a decrease in operating costs if compared to the building without solar panels. The hydrogen-based system 1 answers for the largest decrease in operation costs, this system uses 456 kWh electricity per year compared to the system without solar panels who uses 11 600 kWh electricity per year. The shortest payback time for the EES systems answers to the vanadium redox flow battery at 29 years. The solar panels payback time is 25 years and their lifetime are five years longer at 30 years. This is a good sign for the development of the solar panels. If more money is given to the development of solar panels, they will most likely get more effective and more environmentally friendly.
The environmental impact results show that a system without solar panels has the lowest environmental impact at 11 070 kg carbon dioxide equivalents for at 30-year time span, if the impact of the Swedish electricity mix is considered. If the European electricity mix is considered the system with the solar panels has the lowest environmental impact and contributes to an emission reduction of -35 922 kg carbon dioxide equivalents over a 30-year time span.
The results make it hard to argument for the use of EES today. All studied ESS systems
contributes to an increase of environmental impact and their payback time is longer than their
lifetime which makes them a poor investment.
Förord
Detta examensarbete på 30 hp fullbordar mina studier till civilingenjör i miljö- och energiteknik vid Karlstads universitet. Arbetet har utförts i samarbete med Gavlefastigheter Gävle kommun AB under perioden januari 2019 till juni 2019.
Detta examensarbete har redovisats muntligt för en i ämnet insatt publik. Arbetet har därefter diskuterats vid ett särskilt seminarium. Jag har vid seminariet deltagit aktivt som opponent till ett annat examensarbete.
Jag vill börja med att tacka Gavlefastigheter Gävle kommun AB för möjligheten att genomföra examensarbetet med ert stöd. Ett extra tack till Gavlefastigheter Gävle kommun AB vikarierande energicontroller Maria Stikå för sina snabba mailsvar och engagemang.
Tack även till handledaren av detta examensarbete Jonas Berghel, för hans agerande som bollplank och stöd.
Till sist vill jag tack min familj för att de alltid finns där och stöttar mig.
För frågor kring studien kontaktas via: julia.egerfalt@outlook.com Julia Egerfält
Gävle, juni 2019
Innehållsförteckning
Akronymer ... i
Ordlista ... i
1. Inledning ... 1
1.1 Batterier ... 4
1.2 Flödesbatterier ... 5
1.3 Vätgasbaserade energilagringssystem ... 6
1.4 Syfte och mål ... 8
1.5 Avgränsningar ... 8
2. Metod... 9
2.1 Fallobjekt ... 9
2.2 Beräkningsmodellerna ... 10
2.3 Indata i beräkningsmodellerna ... 11
2.3.1 Verkningsgrader ... 12
2.3.2 Självurladdningsgrad ... 12
2.3.3 Effektuttag ... 12
2.3.4 Livslängder för systemen ... 12
2.4 Elproduktion från solceller ... 13
2.5 Dimensionering av lagringsmetoder ... 14
2.6 Klimatpåverkan ... 14
2.7 Ekonomi ... 16
2.7.1 Elpriset ... 16
2.7.2 Ersättning för utmatad elproduktion ... 17
2.7.3 Fjärrvärmepris ... 17
2.7.4 Kostnaden för systemen ... 17
2.8 Känslighetsanalyser ... 18
2.8.1 Urladdningsdjup ... 18
2.8.2 Verkningsgrader ... 18
2.8.3 Maximala upp- och urladdningsdjupet ... 18
2.8.4 Den totala investeringskostnaden ... 18
3. Resultat... 19
3.1.1 Litium-jonbatteriets storlek ... 19
3.1.2 Vanadin redox flödesbatteriets storlek... 20
3.1.3 Vätgaslagringens storlek ... 20
3.2 Självförsörjningsgrad och egenkosumtionsgrad ... 22
3.3 Klimatpåverkan ... 23
3.4 Ekonomi ... 24
3.5 Känslighetsanalyser ... 25
3.5.1 Urladdningsdjup ... 25
3.5.2 Verkningsgrader ... 26
3.5.3 Maximala upp- och urladdningseffekt. ... 26
3.5.4 Den totala investeringskostnaden ... 27
4. Diskussion ... 28
4.1 Dimensionering ... 28
4.2 Självförsörjningsgrad och egenkonsumtionsgrad ... 29
4.3 Klimatpåverkan ... 29
4.4 Ekonomi ... 30
4.5 Känslighetsanalyser ... 31
4.6 Begränsningar och felkällor ... 32
4.7 Fortsatta studier... 32
5. Slutsats ... 34
6. Referenser ... 35
Akronymer
A
temp.Den invändiga arean för våningsplan, vindsplan och källarplan som värms till mer än 10 °C i byggnaden
CO
2ekv. Koldioxidekvivalenter EEL Elektrisk energilagring LFP Litium-järnfosfat (LiFePO4)
LFPB Batteri med en katod av litium-järnfosfat
SCR Egenkosumtionsgrad (self-consumption rate), definieras som den mängd av total genererad el som konsumeras av byggnaden.
SSR Självförsörjningsgraden (self-sufficiency rate), redovisar den mängd av elbehovet som kan tillfredsställas med hjälp av den egna produktionen av el.
SOC ”State of charge” eller laddningstillstånd, berättar hur mycket batteriet är laddat. Redovisas i procent.
VRB Vanadin redox flödesbatterier VES Vätgasbaserat energilagringssystem
Wp Watt-peak, Vad solcellerna producerar vid optimala förhållanden
Ordlista
Koldioxidekvivalenter Används för att få alla växthusgaser jämförbara. Utsläpp multipliceras med en global uppvärmningspotential, resultatet redovisas i koldioxidekvivalenter
Payback tid Avser den tid som det tar innan systemets investering har betalats sig själv.
Solel El producerad från solceller.
1. Inledning
De globala målen och agenda 2030 framställdes av de förenta nationernas 193 medlemsländer. Det sjunde målet av sjutton är ”Hållbar energi för alla”, Globala målen (u.å.).
Ett av målets delmål är att år 2030 ska andelen förnybar energi i den globala energimixen öka, Globala målen (u.å.). I Sverige har regeringen beslutat att till år 2040 ska det svenska elsystemet bestå av 100 % förnybar elproduktion enligt Energiöverenskommelsen, (2016).
För att ovan nämnda mål ska uppfyllas krävs bland annat en expansion av den förnybara elproduktionen både internationellt och i Sverige.
En förnybar energikälla för el produktion med utvecklingspotential och tillgång till energi är solenergi, där solceller är den främsta och mest brukade tekniken menar Zhang & He (2013).
I de nordiska länderna där mängden solinstrålning varierar under året har introduktionen av solceller som en förnybar energikälla varit svårt redovisar Berzina m.fl. (2017). År 2017 stod el producerad från solceller för 20 % av den nya energi som tillkom den globala el-mixen detta resulterade i att 2017 bestod den globala elproduktionen av 2 % solenergi enligt Global Energy Statistical yearbook (2018).
Elsystemet måste vara i balans, det vill säga konsumtionen och produktionen av el måste matcha varandra. När solceller tar en större roll i världens och Sveriges elproduktion uppkommer ett behov av att lagra den överproducerade elen. Genom att lagra överskottselen som produceras och därefter använda den då behovet är större än utbudet kan elsystemet hållas i balans utan att ständigt matcha produktion med konsumtion. Denna typ av lagring kan samlas under namnet elektrisk energilagring (EEL) och kan vara lösningen för att uppnå ett flexibelt elsystem enligt EPRI och the U.S. Department of Energy (2003) samt Khan m.fl.
(2018). I dagsläget balanseras Sveriges elnät till stor del av vattenkraft. Vattenkraft kan användas som reglerkraft och har möjlighet att lagra vattenkraftsenergi, tack vare detta kommer vattenkraften bli viktigare när förnybara energikällor blir vanligare kommenterar Vattenfall (2013).
De senaste åren ha lagring av energi varit ett hett ämne i energibranschen enligt Everhill (2018). För småskalig lagring handlar det ofta om batteriteknik där den tekniska utvecklingen gått snabbt de senaste åren, bland annat i ljuset av elbilsutvecklingen, Everhill (2018). Som ett alternativ till att minska användningen av fossila bränslen i transportsektorn har elbilen vuxit fram som ett hållbart alternativ. Till dessa elbilar behövs dock tillitsfulla och effektiva batterier. På grund av detta har batteriernas utveckling stigit stadigt de senaste åren. Bland annat har energidensiteten ökat nästa 50 % mellan åren 2011 till 2017 enligt Kristensson (2018).
En tekniklösning vid namn ”vehicle to grid” har utvecklats, denna teknik gör det möjligt att
helt integrera elbilar med elnätet och bidra till ett hållbart energisystem enligt Nissan news
(2016). Teknikern innebär att elbilar kan anslutas till nätet för att ladda batteriet när
elförbrukningen på nätet är lågt och även elpriset är lågt. Denna energi lagras sedan i batteriet
och kan användas endera i hushållet eller på arbetsplatsen när elpriset går upp alternativt kan
elen föras tillbaka till elnätet med en viss ekonomisk vinst fortsätter Nissan news (2016).
Det är praktiskt att använda den lagrade elen i hushållet eller på arbetsplatsen då bebyggelse svarar för en betydande del av energianvändningen i Sverige. För att kunna nå de hållbarhetsmål som satts upp måste lösningar som till exempel ”vehicle to grid” användas flitigt i samhället. När en ny byggnad planeras finns det många möjligheter att minska byggnadens energibehov. I dagsläget finns det flera alternativ som sänker energiförbrukningen avsevärt, passiv-, nollenergi- eller plusenergihus är några exempel på möjliga sätt att minska energiåtgången i huset enligt Kuehn (2014). Plusenergihus är hus som producerar mer energi än vad hushållet gör av med enligt Greenmatch (2019). Detta bidrar till att hushållets självförsörjningsgrad är hög men deras egenkonsumtion blir låg. Betydelsen av egenkonsumtionsgrad (SCR) och självförsörjningsgrad (SSR) kan förklaras med hjälp av figur 1 samt ekvation 1 och 2.
Figur 1. Dygnsfördelningen av elbehovet och elproduktionen från solcellerna för en dag under år 2018 vid fallobjektet.
Arean A+C utgör det totala elbehovet. Arean B+C ut gör den totala produktionen av elektricitet från solcellerna. Area C utgör de elbehov som tillfredsställs av solcellerna, detta brukar ibland kallas för absolutegenkonsumtion enligt Luthander m.fl. (2015).
Egenkosumtionsgrad, SCR, (self-consumption rate), definieras som den mängd av total genererad el från solcellerna som konsumeras av byggnaden förklarar Schreiber och Hochloff (2013). Vilket kan uttryckas som visas i ekvation ett, med hjälp av figur 1.
Egenkonsumtionsgrad(SCR) =
CB+C
(1) Självförsörjningsgraden, SSR, (self-sufficiency rate), redovisar den mängd av energibehovet som kan tillfredsställas med hjälp av den egna produktionen av energi förklarar Schreiber och Hochloff (2013)
Självförsörjningsgrad (SSR) =
CA+C
(2)
Egenkonsumtionsgraden blir låg då den överflödiga energin säljs till både fjärrvärmenätet samt elnätet enligt Greenmatch (2019). För att uppnå en egenkonsumtionsgrad på 100 % krävs enorma batterier som kan lagra stora mängder energi under lång tid enligt Nyholm m.fl.
(2016). Det är självklart att EEL har potentialen att öka självförsörjningsgraden och egenkonsumtionsgraden i ett system men hur mycket de ökar varierar kraftigt enligt Nyholm m.fl. (2016).
Det är en ekonomisk fördel med EEL då elpriserna varierar, Everhill (2018). Då kan el lagras när priset är lågt och sedan användas alternativt säljas när priset har ökat. Trotts detta har intresset för att investera i energilagring hittills varit svagt för väl stora som små aktörer i Sverige, Everhill (2018). Detta kan förklaras med flera anledningar men två anledningar som nämns av Everhill (2018) är att dagens aktörer som producerar sin egen energi vanligtvis har dimensionerat sin anläggning utefter att kunna konsumera större delen av den producerade elen själva samt att idag är elpriserna i norden förhållandevis jämna vilket gör det mindre lönsamt att lagra energi. Detta kommer dock att förändras, elpriset förväntas att öka med 35
% inom 12 år enligt Bixia (2018). Det förväntas även bli en större dygnsvariation i elpriset på grund av den ökade mängden förnybar energi i elsystemet fortsätter Bixia (2018). Detta tyder på att behovet och intresset av EEL kommer öka.
När det kommer till val av EEL finns det flera alternativ. Dessa alternativ kan delas upp i fem olika kategorier, mekaniska, elektrokemiska, elektriska, kemiska och termiska enligt International Electrotechnical Commission (2011). I figur 2 presenteras dessa kategorier samt vilka tekniker som ingår i respektive kategori.
Figur 2. Olika kategorier av EEL system och exempel på dessa system som dessa kategorier inkluderar.
Figur inspirerad från international Electrotechnical Commission (2011).
Det finns två faktorer att betrakta när det kommer till val av EEL, energibehov och
effektkapacitet. Energibehovet redovisas i wattimmar (Wh) och står för den mängd energi
som systemet kan lagra. Effektkapacitet redovisas i watt (W) och står för den effekt som
systemet kan absorbera och leverera. Ett system som kan lagra mycket energi kommer inte
vara användbart om det endast kan absorbera eller leverera lite energi i taget enligt Heinberg
och Fridley (2016). På samma sätt kommer ett system som har hög effekt inte vara användbart om det behöver laddas efter bara ett par minuters användning, Heinberg och Fridley (2016). Båda två av dessa faktorer bör betraktas för att ett eftertraktat lagringssystem ska uppnås, Heinberg och Fridley (2016). Om energibehovet och effektkapaciteten betraktas kan EEL delas upp i tre delar enligt Drincic & Mujovic (2018), tabell 1.
Tabell 1. Redovisning över olika storlekskategorier av EEL, deras främsta egenskaper och passande lagringstekniker, enligt Drincic & Mujovic (2018).
Att välja rätt storlek av EEL för solceller kan vara svårt, speciellt i norden där initialkostnaden kan vara hög och bör därför beaktas förklarar Berzina m.fl. (2017). EEL i storlekskategorin ”mid-term”, ”mid-power” inkluderar lagrings metoder med energibehovet 10 MWh och effektbehovet 10 MW förklarar Diaz-Gonzalez m.fl. (2016). Denna typ av EEL är lämplig för förnybara energikällor, då den kan kompensera för temporära missanpassningar mellan elproduktion och konsumtion under minuter men även upp till timmar förtydligar Leadbetter och Swan (2012). Lagringsmetoder i denna kategori inkluderar batterier, flödesbatterier och vätgasbaserade energilagringstekniker fortsätter Diaz-Gonzalez m.fl. (2016).
I denna studie inkluderas EEL i kategorin ”mid-term”, ”mid-power” då denna storlek kan appliceras på det fallobjekt som undersöks i studien. Tekniker som omfattas av denna kategori och därmed har undersökts i denna studie är batterier, flödesbatterier och vätgasbaserade energilagringssystem.
1.1 Batterier
Den första tekniken som nämns i kategorin ”mid-term”, ”mid-power” är batterier. Batterier är en av de attraktivaste formerna av EEL, på grund av dess höga effektivitet och låga utsläpp konstaterar Monteiro m.fl. (2017). Det pågår forskning kring hur elektrisk energi kan konverteras och lagras med hjälp av kemisk energi i batterier. För ett par decennier sedan var bly-syra batterier det primära valet när det kom till storskalig lagring, år 2016 var nickel- och litiumbatterier kvalificerade kandidater klargör Heinberg och Fridley (2016). Batterier blir även billigare och bättre desto mer utvecklingen går framåt fortsätter Heinberg och Fridley (2016).
Effekt
(MW)/Energi
(MWh)Egenskaper Lagringstekniker
100/600 Levererar energi i sex timmar. Kan användas för
säsongslagring.
Pumpvattenkraft och tryckluftssystem
10/10 Lämplig för förnybara
energikällor.
Batteri, flödesbatteri och väte-teknologier 1/0,003 Hög cyklings förmåga och
korta svarstider.
Svänghjul, superkondensatorer och
magnetisk.
De flesta solcellssystemen idag använder bly-syra batterier som lagrings metod, detta på grund av att denna lagringsmetod är väletablerad och dess investeringskostnad är lägre än för de övriga teknologierna enligt Ayeng’oa m.fl. (2018), Mahmood m.fl. (2017) samt Lai m.fl.
(2017). Dock har bly-syra batterier en kort livslängd och en låg specifik energi enligt Santhanagopalan m.fl. (2015).
Litium-jonbatterier är år 2015 det främsta valet av batteri när det kommer till portabla batteridrivna teknologier, men litium-jon batterier har även introduceras på bilmarknaden och på marknaden för energilagring av förnybara energikällor enligt Santhanagopalan m.fl.
(2015). Redan tre år senare domineras bilmarknaden av litium-jonbatterier och detta ser inte ut att förändras inom den närmsta tiden fastställer Zubi m.fl. (2018). Även företaget Tesla har satsat på litium-jonbatterier, deras ”Powerwall” är ett litium-jonbatteri som kan användas för att lagra solenergi i hushållen och där med minska kostnaden för användningen av elbilar i hushållen enligt Jones, T. & Dewing, C. (2016). Litium-jonbatterier med en katod som utgörs av litium-järnfosfat (LiFePO
4eller LFP) har en lång livscykel, lågt pris och en bra termisk stabilitet enligt Xuebing m.fl (2014).
Figur 3. Ett litium-jonbatteri där katoden utgörs av litium-järnfosfat.
Viss kritik riktas mot litium-jonbatteriet. Batteriets ekologiska fotavtryck är för stort antyder Åkerlund (2017). Metallerna som används i batteriet måste utvinnas, extraheras och processas, detta kräver stora mängder av både färskvatten och energi och är även skadligt på den faktiska miljön där dessa mineraler utvinns fortsätter Åkerlund (2017).
Priset på litium-jonbatterier har sjunkit de senaste åren. Mellan åren 2010–2017 sjönk priset på litium-jonbatterier med 80 % enligt Deloitte (2018). Trots denna minskning är det i dagsläget inte lönsamt att applicera litium-jonbatteri lagring på ett solcellssystem, det är mer lönsamt med ett ensamstående solcellssystem enligt Nousdilis m.fl. (2018). Det är dock troligt att detta kommer skifta inom de närmsta åren om priset fortsätter minska och lönsamheten ökar förutspår Nousdilis m.fl. (2018).
1.2 Flödesbatterier
Den andra tekniken som nämns i kategorin ”mid-term”, ”mid-power” är flödesbatterier. De senaste fyrtio åren har flödesbatterier utvecklats väsentligt, beviset på detta är det ökande antalet publikationer och samarbete mellan forskning och industri enligt Leung m.fl. (2012).
Flödesbatterier för stationära applikationer är avancerade och sofistikerade energilagring
system som är kapabla till att ge många timmars urladdning i extrema förhållanden enligt
Giulianini & Dart, (2017). Trots att flödesbatterier oftast bara benämns som batterier består
denna kemiska energilagring av flera delar som pumpar och hydrauliska kretsar samt är det
ofta övervakade och styrda av en mikroprocessor och ett komplext batteri hanterings system fortsätter Giulianini & Dart, (2017). Flödesbatterier redovisar ett alternativ till det traditionella bly-syra batteriet, Giulianini & Dart, (2017)
Det finns 2014 fyra typer av flödes batterier som producerades eller var i sista steget av utvecklingen: zinkbrom, vanadin redox, poly sulfidbromid och ceriumzink enligt Mahlia m.fl. (2014). Moderna flödes batterisystem kan delas upp i två olika klasser, redox och hybrid, Mahlia m.fl. (2014). Ett redox flödesbatteri är ett system där alla elektroaktiva material är upplösta i en flytande elektrolyt, Mahlia m.fl. (2014). Ett hybrid flödesbatteri är ett system där en eller fler elektroaktiva komponenter är lagde invändigt, Mahlia m.fl. (2014).
Vanadin redox flödesbatterier anses vara den mest realistiska kandidaten för energilagring mellan flera kW/kWh upp till flera tiotal av MW/MWh redogör Khor m.fl. (2018). Vanadin redox flödesbatteriet är även den mest lovande kandidaten utav redox flödesbatterierna med tanke på dess långa livslängd och höga energikapacitet utan värmeproblem anser Fathima &
Palanismay (2017).
Figur 4. Ett redox flödes batteri, inspiration hämtad från Bamgbopa m.fl. (2017).
I ett flödesbatteri genomgår elektrolyten inte någon fysisk eller kemisk förändring, detta bidrar till ökad prestanda när det kommer till stabilitet samt slitstarkheten, Mahlia m.fl.
(2014). Andra fördelar är att det är säkrare då de aktiva materialen är separerade från den reaktiva punktkällan, det har en hög el till el omvandlingseffektivitet, lågt underhållsbehov och bra tolerans för överladdning, Mahlia m.fl. (2014). Dock är det höga krav på systemet när det kommer till pumpar, sensorer, flöde och effekthantering vilket gör att flödesbatterier inte är lämpade för småskalig energilagring, Mahlia m.fl. (2014).
Övriga motgångar som finns för redox flödes batterier är den låga energitätheten, höga kostnader för separatorerna samt förorening av aktiva material som sker vid övergången, enligt Xu m.fl. (2018). Tillsammans hindrar dessa motgångar att redox flödes batterier har en utbredd kommersialisering fortsätter Xu m.fl. (2018).
1.3 Vätgasbaserade energilagringssystem
Den tredje och sista tekniken som nämns i kategorin ”mid-term”, ”mid-power” är
vätgasbaserade energilagringssystem (VES). Vätgas är inte en energikälla men det är en
energibärare som kan produceras från många olika resurser med olika
energikonverteringsprocesser enligt Ozarslan (2012). Väte anses vara en ren energibärare
som förutspås vara nästa generations energibärare efter naturgas tillägger Fan m.fl. (2017).
Tekniker för framställningen av vätgas från fossila källor inkluderar ångreformering av naturgas, partiell oxidation av kolväten och kolförgasning, Ozarslan (2012). Dessa tekniker är beroende av fossila energikällor och avger därmed skadliga växthusgaser som bidrar till den globala uppvärmningen, Ozarslan (2012). Vätgas kan också produceras med hjälp av en eldriven elektrolys på vatten och denna metod anses vara särskilt lämpad för användas tillsammans med förnybara energikällor, Ozarslan (2012).
Produktionskostnaden för vätgasframställning via elektrolys är helt beroende av de rådande elpriserna. Solenergi och vindkraft kan ge ren och billig el till elektrolysen enligt Ozarslan (2012). Elektrolyser används flitigt i industrier för att syntetisera olika typer av produkter enligt Hossain & Jamal (2015). Processen för att framställa vätgas från förnybar energi sker genom att vattenmolekyler splittras för att erhålla vätgas och syre, detta görs med hjälp av elektricitet och kallas för en elektrolys enligt Ozarskan (2012), se figur 5. Vätgasen används sedan för att generera elektrisk energi genom gasförbrännings processer fortsätter Ozarslan (2012).
En bränslecell är ett elektrokemiskt verktyg som används för att kontinuerligt konvertera kemisk energi till elektrisk energi och värme så länge bränslecellen förses med bränsle och oxidant. I en typisk bränslecell matas bränslen till anoden och oxidanten matas till katoden enligt Hossani & Jamal (2015). De elektrokemiska reaktionerna sker vid elektroderna och elektroner produceras, Hossani & Jamal (2015). Elektronerna rör sig sedan från anoden till katoden och detta ger upphov till elektricitet, Hossani & Jamal (2015).
Figur 5. Ett vätgasbaserat energilagringssystem med en eldriven alkalisk elektrolys på vatten och en bränslecell.
VES har under den senaste tiden fått uppmärksamhet, både för stationära och mobila
applikationer. Detta intresse beror på vätets förmåga att lagras under en lång tid, låga
driftkostnad och dess potential att ersätta de fossilbränslena i transportsektorn enligt
González m.fl. (2015), Zhang m.fl. (2016) och Yuan m.fl. (2018). Vätgasbaserad
energilagring är en av de mest lovande EEL systemen tillgängliga idag fortsätter González
m.fl. (2015), Zhang m.fl. (2016) och Yuan m.fl. (2018).
1.4 Syfte och mål
Syftet med studien är att öka kunskapen och underlätta för fastighetsägare och andra intressenter att välja elektrisk energilagringsteknik i projekt där solceller och tillhörande elektrisk energilagring planeras.
Studiens mål är att dimensionera de elektriska energilagringssystemen och beräkna självförsörjningsgrad och egenkonsumtionsgrad. Ytterligare mål är att beräkna kostnader och payback tider för samtliga system. Det sista målet är att uppskatta klimatpåverkan utifrån utsläpp av koldioxidekvivalenter. För att undersöka studiens resultat varieras indata för att undersöka dess påverkan på resultaten. De indata som varieras är utsläppsdata, urladdningsdjup, verkningsgrader, maximal upp- och urladdningseffekt och investeringskostnader.
1.5 Avgränsningar
I studien har effekttariffer inte berörts.
2. Metod
2.1 Fallobjekt
Fallobjektet i denna studie är Strömsbro skola. Fastigheten är placerade på Hillevägen 11 i Gävle. Fastigheten förvaltas och ägs av Gavlefastigheter Gävle kommun AB.
Gavlefastigheter ägs av Gävle kommun och är en del i koncernen Gävle Stadshus AB.
Gavlefastigheters uppdrag är att tillhandahålla ändamålsenliga lokaler till Gävle kommuns förvaltningar.
Fastigheten består av flera byggnader. På denna fastighets planeras en nybyggnad, som går vid namnet hus 10 i denna studie. Hus 10 kommer att vara fallobjektet för denna studie.
A
temp-ytan för hus 10 är 1 042 m
2och byggnaden består av två våningar där skolkök, matsal, musikrum, bibliotek samt elevhälsa planeras. Då hus 10 inte är byggd och i drift finns det ingen tillgång till uppmätt energidata. Det har dock genomförts en energibalansberäkning där både elbehovet och värmebehovet har beräknats. Det är utifrån denna data som simuleringarna i denna studie har genomförts. Data från energibalansberäkning gavs i enheten kWh per år och för att få denna energimängd fördelad under året användes mätdata från de befintliga husen på fastigheten. Detta gjordes genom att data från 2018 samlades in från de befintliga byggnaderna, sedan användes samma fördelning per timme för det tilltänkta hus 10. Detta gjordes för både värmebehovet och elbehovet. Effektbehovet för byggnaden varierar timvis, se figur 6 och 7.
Figur 6. Elbehovet för fallobjektet där det årliga behovet är 11 600 kWh.
Figur 7. Värmebehovet för fallobjektet där det årliga behovet är 50 700 kWh.
2.2 Beräkningsmodellerna
För att utvärdera de olika lagringsmetoderna byggdes simuleringsmodeller i programmet simulink från MATLAB. Modellerna byggdes på sådant sätt att alla indata för de olika lagringsmetoderna matades in i ett skript och inte i modellen, detta gjordes för att med enkelhet kunna ändra indata utan att göra förändringar i modellerna. Indata i modellerna bestod av data för producerad el från solcellerna vid fallobjektet, fallobjektets elbehov, fallobjektets värmebehov samt indata som presenteras i avsnittet 2.3 indata i beräkningsmodellerna. Hur produktionen av el producerad från solcellerna beräknades presenteras i avsnittet 2.4 elproduktion från solceller. För mer information om byggnaden läs avsnittet 2.1 fallobjekt.
För samtliga undersökta systemlösningar byggdes en beräkningsmodell. Totalt byggdes sju olika beräkningsmodeller var av fem av dessa innehöll en av de tre EEL teknikerna. Nedan presenterad de olika beräkningsmodellerna.
• Byggnaden utan solceller, (Nollobjektet).
• Byggnaden med solceller.
• Byggnaden med solceller och EEL i form av litium-jonbatterier.
• Byggnaden med solceller och EEL i form av vanadin redox flödesbatterier.
• Byggnaden med solceller och EEL i form av vätgasbaserad lagring där elbehovet styr vätgasanvändningen. Detta system har förkortningen VES (1).
• Byggnaden med solceller och EEL i form av vätgasbaserad lagring där värmebehovet styr vätgasanvändningen. Detta system har förkortningen VES (2).
• Byggnaden med solceller och EEL i form av vätgasbaserad lagring där elbehovet och värmebehovet styr vätgasanvändningen. Detta system har förkortningen VES (3).
Beräkningsmodellerna simulerade årsvis med ett timantal på 8760 timmar.
Lagringsmetoderna anses inte ha någon försämring över dess livstid och alla typer av
fördröjningar i systemen har försummats i studien. Modellerna med litium-jonbatteriet,
vanadin redox flödesbatterier samt VES (1) bygges utifrån flödesschemat som presenteras i
För modeller VES (2) och (3) byggdes beräkningsmodellen upp annorlunda. Där användes den fullständiga mängden av producerad el från solcellerna till att tillverka vätgas. När det inte producerades någon vätgas undersöktes det om det fanns något värmebehov. Om ett värmebehov fanns användes den lagrade vätgasen för att producera värme och el med hjälp av bränslecellen. Mängden vätgas som skulle förbrännas i bränslecellen bestämdes i fallet VES (2) av värmebehovet och i fallet VES (3) av elbehovet.
Laddningstillståndet berättar hur laddat batteriet är dvs. om laddningstillståndet är 1 är batteriet fulladdat. Laddningstillståndet förändras kontinuerligt i modellerna. När batteriet laddas ökar laddningstillståndet och motsatsen när batteriet laddas ur. Laddningstillståndet för dygnslagringssystemen litium-jonbatteri och vanadin redox flödesbatterier antogs vara 1 vid starten av simuleringarna. Laddningstillståndet för VES (1) antogs vara 0,381 vid starten av simuleringen då laddningen för föregående år slutar vid detta värde, se figur 15.
Laddningstillståndet för VES (2) och (3) antas vara noll vid starten av simuleringarna detta då laddningstillståndet är noll vid slutet på föregående år.
Figur 8. Flödesschema för simuleringsmodellerna litium-jonbatteriet, vanadin redox flödesbatteri samt VES (1). I figuren är laddningstillståndet förkortat till SOC ”state of charge”. Symbolen ∆ i figuren är en förkortning av differensen mellan elproduktionen från solcellerna och elbehovet.
2.3 Indata i beräkningsmodellerna
I avsnittet indata i beräkningsmodellerna presenteras de olika indata som har används i de
fem olika beräkningsmodellerna som innehöll en EEL teknik. I början av avsnittet redovisas
en sammanfattning i form av en tabell där indata redovisas, se tabell 2.
Tabell 2. Använda indata i beräkningsmodellen. indata för vätgaslagringen är uppdelade i två, elektrolys och bränslecell. LFPB är en förkortning för litium-jonbatteri och VRB är en förkortning för vanadin redox flödesbatteriet. Referenserna är angivna i ordningen som parametrarna presenteras.
LFPB VRB Elektrolys Bränslecell Referens Verkningsgrad
[%]
92 85 60 Värme 45
El 60
Victron energy (u.å.), Divya & Østergaard (2009), Östberg (2017), Dodds m.fl. (2015).
Maximalt effektuttag
1,5 kW - 10 kW
2,5kW- 4 MW
36 kg H
2/h 0,75 kW - 250 kW
Victron energy (u.å.), Cunha m.fl. (2015), Nel Hydrogen Electrolyser (u.å.), Dodds m.fl. (2015).
Livslängd [År] 8 27 20 20 Victron energy (u.å.) samt Divya & Østergaard (2009), Schmidt m.fl.
(2017), Al-Ghussain m.fl.
(2018).
2.3.1 Verkningsgrader
Utöver de verkningsgrader som presenteras i tabell 2 tillkom verkningsgraden för batteriväxelriktaren. För litium-jonbatteriet och vanadin redox flödesbatteriet användes batteriväxelriktare med en verkningsgrad 95,8% enligt SMA (u.å.)
2.3.2 Självurladdningsgrad
Självurladdningsgraden hos litium-jonbatteriet, vanadin redox flödesbatteriet och vätgaslagrings systemet är 0,1–0,3%, liten respektive nästan noll enligt Chen m.fl. (2009).
Utifrån detta har det antagits att självurladdningsgraden är noll för samtliga lagringstekniker.
2.3.3 Effektuttag
Då maximala effektuttaget för samtliga lagringsmetoder har ett stort spann använts de effektuttag som resulterade i att el inte behövdes köpas in på grund av att effektbehovet översteg de möjliga effektuttaget från lagringsmetoderna. Däremot säljas viss el från solcellerna då effekten som kommer från solcellerna överstiger det möjliga effektupptaget. I simuleringarna har följande maximala effektuttag använts, för litium-jonbatteriet har maximala upp-och urladdningseffekten varit 5,4 kW. För vanadin redox flödesbatteriet användes 5 kW som gräns för båda maximal upp- och urladdningseffekt. För bränslecellen i systemen VES (1) och (3) användes 7 kW som gräns för urladdningseffekt. För bränslecellen i VES (2) användes 50 kW som urladdningseffekt. För elektrolysen användes en gräns på maximalproduktion på 36 kg vätgas per timme utifrån Nel Hydrogen Electrolyser (u.å.)
2.3.4 Livslängder för systemen
Livslängden för solcellerna har antagits vara 30 år utifrån NREL (2012).
När det kommer till livslängden hos ett batteri är det viktigt att överväga urladdningsdjupet.
Denna faktor förklarar hur stor andel av batteriet som är urladdat. Desto frekventare ett batteri
rekommenderar generellt att batteriet inte bör laddas ur helt då detta förkortar livslängden på batteriet fortsätter Thoubboron (2019). Därför rekommenderar ofta tillverkarna ett maximalt urladdningsdjup för optimal prestanda. Till exempel om tillverkarna av ett 10 kWh batteri rekommenderar ett urladdningsdjup på 80 % bör batteriet aldrig laddas ur mer än 8 kWh innan det laddas upp på nytt.
Livslängderna som presenteras i tabell 2 är med ett antaget urladdningsdjup på 80 % för litium-jonbatteriet enligt Divya & Østergaard (2009). För vanadin redox batteriet är urladdningsdjupet antaget till 75% enligt Divya & Østergaard (2009).
2.4 Elproduktion från solceller
För att beräkna elproduktionen från solcellerna användes simuleringsprogrammet solelekonomi. Beräkningarna gör på timbasis och de timvisa instrålningsdata som används i programmet kommer från SMHI:s databas STRÅNG enligt Widén (2011). Strålningsdata finns för fyra olika platser i programmet, Lund, Göteborg, Stockholm och Luleå. För denna studie användes strålningsdata för Stockholm. Strålningsdata konverterades sedan med hjälp av STRÅNG databas för att gälla vid Gävle där fallobjektet är placerat. Data hämtades den 26 februari 2019 och för sex datum saknades mätvärden detta korrigerades genom att kopiera data från dagen innan dvs. om det saknades data för 29 juni användes data för 28 juni för både 28 juni men även för 29 juni.
Parametrar som krävdes för att simulera i solelekonomi var azimutvinkel, lutningsvinkel, modularea, modulernas toppeffekt, antal moduler, övriga cellförluster samt växelriktarens verkningsgrad. Azimutvinkel definierar orienteringen i väderstreck. Ett södervänt system har azimutvinkel 0, negativa vinklar betecknar orientering mot öster och positiva mot väster.
Azimutvinkel för fallobjektet är 20 grader. Lutningsvinkeln definierar solcellernas lutning.
För fallobjektet antogs solcellerna ha samma lutning som taket, vilket är 26 grader.
Enligt Gavlefastigheter Gävle kommun AB planeras 72 solcellers moduler sättas upp och därmed utgöra en total area på 118 m
2. Detta betyder att modularean för varje enskild solcell är 1,639 m
2. Verkningsgraden för kristallina kisel solceller är cirka 17% enligt ecokraft (u.å.).
För att uppnå detta i programmet solelekonomi krävdes det att modulernas toppeffekt var 280 Wp. Övriga förluster sattes till förbestämda värdet i solelekonomi till 10%.
Växelriktarens verkningsgrad sattes till 95% enligt energimyndigheten (2015). Fördelningen
av elproduktionen från solcellerna visas i figur 9. Den årliga produktionen är 19 350 kWh.
Figur 9. Fördelningen av elproduktion från solcellerna, utifrån strålningsdata under år 2018 vid Hillevägen 11, Gävle.
2.5 Dimensionering av lagringsmetoder
I detta avsnitt redovisas hur storleken på de olika lagringsmetoderna bestämdes. För samtliga tekniker beräknades självförsörjningsgraden och egenkonsumtionsgraden då storleken skulle bestämmas. Vid dimensioneringen framställdes ett diagram där självförsörjningsgraden samt egenkonsumtionen presenterades. Detta gjordes men hjälp av beräkningsmodellerna samt programmet Excel. Beräkningsmodellerna kördes med olika storlekar och självförsörjningsgraden samt egenkonsumtionsgraden för respektive storlek noterades i Excel. Storleken av respektive lagringsmetod bestämdes utifrån när systemet blev mättat. Det vill säga när ingen ökning av självförsörjningsgraden och egenkonsumtionsgraden skedde.
I systemet med litium-jonbatteriet samt vanadin redox flödesbatteriet framträdde ingen mättnad. På grund av detta gjordes antagandet att batterierna skulle dimensioneras utefter självförsörjningsgraden. Ett lämpligt mål för självförsörjningsgraden ansågs utifrån läst litteratur vara 80 % för båda batterierna.
För det tre olika vätgaslagringssystemen gjordes tre olika dimensioneringar. Alla systemlösningar blev mättade vid en viss storlek, se figur 14. Dock behövdes viss modifiering ske vid dimensioneringen av VES (3). Detta då laddningstillståndet vid slutet på år ett blev för högt för att fortsätta tills efterkommande år, se figur 17. Det framgår att om laddningstillståndet är 0,82 första året kommer en stor mängd av vätgasen förbli oanvänt nästkommande år då behovet av vätgas är relativt lågt. Detta medför att laddningstillståndet kommer vara 1 till stor del av år två. På grund av detta togs beslutet att VES (3) skulle dimensioneras utifrån att laddningstillståndet skulle bli noll vid slutet av året det vill säga att all vätgas används innan året är slut, se figur 17 (blå linje).
2.6 Klimatpåverkan
När el konsumeras i ett system kan olika typer av klimatpåverkan betraktas. I studien kommer
huvudberäkningen utföras med emissionsfaktorn från den svenska elmixen. Detta på grund
av att fallobjektet ligger i Sverige och konsumerar el från det svenska elnätet. I Sverige är
växthusgasutsläppet 13 gram CO
2ekv. per kWh enligt energirådgivningen (2018).
Emissionsfaktorn varierar kraftigt beroende på vart systemgränsen placeras.
Emissionsfaktorn för den nordiska elmixen är för åren 2005-2009 131,2 gram CO
2ekv. per kWh enligt IVL Svenska Miljöinstitutet AB (2012). Detta är en äldre källa och då mer förnybara energikällor har äntrat elmixen sedan 2009 kan viss minskning av emissionsfaktorn förväntas. Dock är detta den senaste publikationen från IVL Svenska Miljöinstitutet AB angående emissionsfaktorn för den nordiska elmixen. Emissionsfaktorn för den europeiska elmixen var år 2013 0,39 ton CO
2ekv. per MWh enligt Koffi m.fl. (2017).
På grund av denna påvisade variation kommer även beräkningar genomföras där emissionsfaktorn för den nordiska samt europiska elmixen används. Den nordiska elmixen valdes att studeras då Sverige har knutit ihop sitt elnät med det nordiska elnätet och på så sätt kan den köpta elen i systemet anses komma från den nordiska elmixen. Då Sverige är medlem i den europeiska unionen och tillhör dess energimarknad kan även den köpta elen anses komma från den europeiska elmixen.
Fjärrvärmenätet i Gävle består av 100 % förnybarenergi enligt Gävle energi (u.å.). Hälften av energin kommer från rest värmen från närliggande industri resterande hälft utgörs av diverse biobränslen, fortsätter Gävle energi (u.å.). Gävle energi beräknar deras fjärrvärmes klimatpåverkan utifrån förbränning av fossila bränslen men även produktionen och transporten av den energi som använd i fjärrvärmeproduktionen. Året 2018 beräknades fjärrvärmen ha en klimatpåverkan på 4,3 gram CO
2ekv. per kWh värme, Gävle energi (u.å.).
Utsläppet från produktionen av solceller varierar från 20–200 gram CO
2ekv. per kWh enligt Naturskyddsföreningen (2015). Medianvärdet ligger kring 50–60 gram CO
2ekv. per kWh fortsätter Naturskyddsföreningen (2015). Utsläppet från produktionen av solceller är 50 gram CO
2ekv. per kWh enligt Yinyin m.fl. (2015). Även det U.S.A drivna nationella laboratoriet för förnybarenergi, NREL (National Renewable Energy Laboratory) hävdar att utsläppet från produktionen av solceller är 50 gram CO
2ekv. per kWh solel NREL (2012). I studien har det antagits att utsläppen från solcellsproduktionen är 50 gram CO
2ekv. per kWh solel. Dock bygger detta antagande på data som är minst fyra år gammal, därför skulle argument kunna göras för att utsläppen från solcellsproduktionen i dagsläget är lägre än de siffror som presenteras här.
När elen från solcellerna säljs ut på nätet kan klimatpåverkan i form av såld el beräknas.
Detta görs genom att differensen mellan den egenproducerade elens emissionsfaktor och elnätets emissionsfaktor beräknas. Denna differens utgör antingen en minskning eller en ökning av klimatpåverkan hos systemet då el säljs ut på nätet. Differenserna redovisas i tabell 3.
Tabell 3. Differensen i utsläpp mellan egen producerad el från solceller och olika elmixrar.
Utsläpp [kg CO
2ekv. / kWh] Differens [kg CO
2ekv. / kWh såld el]
Solel 0,050 -
Sveriges elmix 0,013 0,037
Nordens elmix 0,131 -0,081
Europas elmix 0,390 -0,340
Litium-jonbatteriet släpper ut 1 650 kg CO
2ekv. vid produktion av 10 kWh batteri detta medför att produktionen av litium-jonbatteriet har ett utsläpp på 165 kg CO
2ekv. per kWh enligt Zackrisson m.fl. (2010). Vid produktion av litium-jonbatteriet är den globala uppvärmnings potentialen 0,25 kg CO
2ekv. per Wh, detta betyder att produktionen av litium- jonbatteriet har ett utsläpp på 250 kg CO
2ekv. per kWh enligt Majeau-Bettez m.fl (2011).
Utifrån detta har det antagits att den globala uppvärmnings potentialen för litium-jonbatteriet är 208 kg CO
2ekv. per kWh kapacitet.
Utsläppet för produktionen av vanadin redox flödesbatteriet är 183 kg CO
2ekv. per kWh kapacitet enligt Baumann m.fl. (2017). I studien användes samma värde 183 kg CO
2ekv. per kWh kapacitet när utsläppet av produktionen av vanadin redox flödesbatteriet skulle beräknas.
Utsläppet för alkaliska elektrolys variera mellan 8–24 kg CO2 ekv. per kg vätgas enligt Hake m.fl. (2017). För en bränslecell är utsläppet mellan 10–20 kg CO
2ekv. per kWh kapacitet enligt Dodds m.fl. (2015). Då utsläppet för de vätgasbaserade energilagringssystemen beräknades gjordes först utsläppet för den alkaliska elektrolysen om till enheten kg CO
2ekv.
per kWh kapacitet. Därefter användes det summerade värdet 320 kg CO
2ekv. per kWh kapacitet för att beräkna utsläppet från elektrolysen samt bränslecellen i samtliga vätgaslagringssystem.
Tanken som används vid lagring av vätgasen ger upphov till en klimatpåverkan. En kraftigt trycksatt tank gjord av kolfiber som rymmer 5,6 kg vätgas ger upphov till ett utsläpp på 2 ton CO
2ekv. vid produktionen enligt Miotti m.fl. (2017). Antagandet att utsläppet ökade linjärt med storleken gjordes.
Tabell 4. Beräknade utsläpp från produktionen av respektive lagringsmetod. LFPB är en förkortning av litium-jonbatteriet, VRB är en förkortning av vanadin redox flödesbatteri och de vätgasbaserade lagringssystemen förkortas VES. I VES ingår utsläppen för elektrolysen, bränslecellen samt
vätgaslagringstanken.
2.7 Ekonomi
Payback tiden ska bestämmas för samtliga undersökta system. För att kunna genomföra denna beräkning måste kostnader och ersättningar i systemen bestämmas.
2.7.1 Elpriset
Elpriset 2019 är 33,25 öre per kWh exkl. skatt, nätavgifter och moms enligt Ollas
1. Historiskt sett var elpriset i norra mellan Sverige 2017 i snitt ca 30,85 öre per kWh och 2018 i snitt 46,55 öre per kWh enligt Vattenfall (2019). Kostnaden för elen vid fallobjektet Strömsbroskola är enligt handelsavtalet 0,96802 kr per kWh enligt Stikå
2. Denna kostnad
LFPB VRB VES (1) VES (2) VES (3)
Utsläpp av CO2-ekv. vid produkt.
[kg]4 160 2 745 38 617 42 507 9 744
inkluderar elskatter, avtalskostnader mm. Utefter detta har det antagits ett elpris på 96,802 öre per kWh i studiens simuleringar.
2.7.2 Ersättning för utmatad elproduktion
Gävle energi AB ersätter aktuellt timspotpris hos nordpool minus 1 öre enligt Ollas
1. Detta pris är svårt att förutspå men utifrån historik och terminsmarknader kan priset från nordpool antas vara ca. 38 öre per kWh. Detta resulterar i en intäkt på 37 öre per kWh såld el.
I Sverige finns ett elcertifikatsystem, det är ett marknadsbaserat stödsystem som ska öka produktionen av förnybar el. För varje producerad megawattimme förnybar el kan producenterna få ett elcertifikat av staten, Energimyndigheten (2017). Elproducenter kan sälja elcertifikat på en öppen marknad där priset bestäms mellan säljare och köpare, Energimyndigheten (2017). Elcertifikaten ger en extra intäkt till den förnybara elproduktionen, utöver den vanliga elförsäljningen, Energimyndigheten (2017).
Genomsnittspriset för elcertifikat under året 2018 var 16 öre per kWh enligt Svensk kraftmäkling (u.å.). Kommuner kan få elcertifikat, flera kommuner har investerat i solceller och därefter erhållit elcertifikat enligt Norwald
3. I studien ges en intäkt på 16 öre per kWh el producerad från solcellerna. Denna intäkt svarar för den intäkt som elcertifikaten skulle generera.
2.7.3 Fjärrvärmepris
Bränslecellen som används för att generera el från vätgasen genererar även värme. Denna värme kan användas för att uppvärmning av byggnaden. För att undersöka vilken ekonomiskvinning detta ger upphov till behövs fjärrvärmepriset för fallobjektet. Under 2018 betalade Gavlefastigheter 0,63456 kr per kWh enligt Stikå
4. Samma kostnad användes i studien.
2.7.4 Kostnaden för systemen
Nollobjektet antogs inte erhålla några kostnader för systemet då inget system anlagts på de objektet.
Kostnaden för solcellssystemet är 350 000 kr enligt Stikå
4, Vattenfall (u.å) och E: on (u.å).
Detta har antagits som systemkostnaden för systemet som endast innehåller solceller.
Det var svårt att fastställa investeringskostnader för lagringssystemen. Det finns många parametrar som påverkar till exempel vart i världen de produceras, vilken kvalité som efterfrågas och hur mycket installationen kostar mm. Följande data är redovisas endast för att kunna ge en inblick i hur mycket ett system kan kosta. Samtliga kostnader redovisas i euro i sina referenser detta gjordes om till kronor. Kursen för euro till sek togs den 11 mars 2019 då var kursen 10,59 euro per krona. Kostnaden för litium-jonbatteriet varierar från 7 413 till 10 590 kr per kWh enligt Divya & Østergaard (2009). I denna studie antogs kostnaden för litium-jonbatteriet vara 8 000 kr per kWh. För vanadin redox flödesbatteriet är inköpskostnaden mellan 3 812–10 590 kr per kWh enligt Divya & Østergaard (2009). I denna studie antogs kostnaden för vanadin redox flödes batteriet vara 5 000 kr per kWh. Kostnaden
3 Pernilla Norwald, handläggare, Energimyndigheten, mejlkontakt 10 juni 2019
4 Maria Stikå, vikarierande energicontroller, Gavlefastigheter Gävle kommun AB, mejlkontakt 4 april 2019
för hela vätgaslagrings systemet dvs. både elektrolys, lagring och bränslecell är 32 432 kr per kWh enligt Hake m.fl. (2017). En sammanställning av kostnaderna för lagringssystemen ses i tabell 5.
Tabell 5. Kostnaden för samtliga lagringssystem. Litium-jonbatteri har i tabellen förkortats LFPB och vanadin redox flödesbatteri har förkortats VRB.
LFPB VRB VES (1) VES (2) VES (3)
Investeringskostnad [kr] 160 000 75 000 262 051 287 996 66 161
2.8 Känslighetsanalyser
För att undersöka tillförligheten hos studiens resultat gjordes ett antal känslighetsanalyser. I känslighetsanalyserna varierades en viss parameter för att undersöka dess påverkan på resultatet. Vilka parametrar som varierades och hur redovisas nedan.
2.8.1 Urladdningsdjup
I denna studie är urladdningsdjupet för litium-jonbatteriet och vanadin redox flödesbatteriet 80 % respektive 75 %. Denna känslighetsanalys går ut på att undersöka hur resultaten påverkas om urladdning djupet satts till 50 % och till 100 % för respektive batteri.
2.8.2 Verkningsgrader
Verkningsgraden för litium-jonbatteriet är antaget till 92 % i studien. Verkningsgraden för vanadin redox flödes batterier är ca.85 %. Elektrolys verkningsgrad 60 %. Verkningsgraden för bränslecellen delas upp i två, verkningsgraden för värme vilket är ca.45 % och verkningsgraden för el vilket är ca.60 %. I känslighetsanalysen för verkningsgraden varieras verkningsgraden ± 10 % för att undersöka hur en förändring i verkningsgrad påverkar resultaten i studien.
2.8.3 Maximala upp- och urladdningsdjupet
Det maximala effektuttaget varierar kraftigt hos samtliga lagringstekniker. Hur mycket de varierar redovisas i tabell 2. I känslighetsanalysen för upp- och urladdnings effekt ska effekten varieras mellan ± 10 % utifrån de upp- och urladdning effekter som används i studien.
2.8.4 Den totala investeringskostnaden
Investeringskostnaderna för respektive systemlösning redovisas i tabell 5. I denna känslighetsanalys ska påverkan på payback tiden då variation av investeringskostnader ± 10
% sker för samtliga systemlösningar.
3. Resultat
3.1 Dimensionering av lagringsmetoderna
Dimensioneringar genomfördes för samtliga lagringsmetoder, för tillvägagångssätt läs avsnitt 2.5 dimensionering av lagringsmetoder. I följande avsnitt redovisas resultaten från dessa dimensioneringar. För de två batterityperna eftersträvades en självförsörjningsgrad på 80 %. De dimensionerade storlekarna ligger till grund för övriga kalkyler genomförda i studien.
3.1.1 Litium-jonbatteriets storlek
20 kWh valdes som storlek för litium-jonbatteriet då detta svarade för en 80 % självförsörjningsgrad. Vid 20 kWh är självförsörjningsgraden 80 % och egenkonsumtionsgraden är 48 % enligt figur 10.
Figur 10. Självförsörjningsgraden och egenkonsumtionsgraden vid olika storlekar av litium- jonbatterier.
Nedan redovisas laddningstillståndet hos litium-jonbatteriet över ett helt år då storleken är 20 kWh, se figur 11.
Figur 11. Laddningstillstånd över året för litium-jonbatteriet i storleken 20 kWh. I figuren har laddningstillståndet förkortats till SOC, state of charge.
0 20 40 60 80 100
0 5000 10000 15000 20000 25000 30000
%
Storlek [Wh]
Självförsörjninggrad Egenkonsumtiongrad
3.1.2 Vanadin redox flödesbatteriets storlek
15 kWh valdes som storlek för vanadin redox flödesbatteriet då det svarade för en 80 % självförsörjningsgrad. Vid 15 kWh är självförsörjningsgraden 79 % och egenkonsumtionsgraden är 48 % enligt figur 12.
Figur 12. Självförsörjningsgraden och egenkonsumtionsgraden vid olika storlekar av vanadin redox flödesbatteriet.
Nedan redovisas laddningstillståndet hos vanadin redox flödesbatteriet över ett år då storleken är 15 kWh, se figur 13.
Figur 13. Laddningstillståndet för vanadin redox flödesbatteriet vid en maximal laddning på 15 kWh. I figuren har laddningstillståndet förkortats till SOC, state of charge.
3.1.3 Vätgaslagringens storlek
Nedan redovisas självförsörjningsgraden och egenkonsumtionen hos de vätgasbaserade energilagringssystemen vid olika storlekar, se figur 14. En mättnad i systemen uppkom då egenkonsumtionsgraden var 100 % och självförsörjningsgraden uppmätte 167%, vilka maximala laddningar som bestämdes för respektive system redovisas i tabell 6.
0 20 40 60 80 100
0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000
%
Storlek [Wh]
Självförsörjningsgrad Egenkonsumtionsgrad
Figur 14. Självförsörjningsgraden och egenkonsumtionsgraden vid olika storlekar av de vätgasbaserade energilagringssystemen, VES (1) - (3). Dimensioneringen av VES (1) redovisas av symbolen rektangel, dimensioneringen av VES (2) redovisas av symbolen stjärna, dimensioneringen av VES (3) redovisas av symbolen cirkel. Den röda cirkeln redovisar den använda storleken i studien och den svarta cirkeln redovisar den storlek där VES (3) är mättad.
I tabell 6 redovisas de storlekar som används i studien för de vätgasbaserade energilagringssystemen och dess ekvivalent i enheten kWh.
Tabell 6. Storlekar för samtliga vätgasbaserade energilagringssystem. I tabellen har självförsörjningsgrad och egenkonsumtionsgrad förkortats SSR respektive SCR.
System Storlek [kg] Storlek [kWh] SSR [%] SCR [%]
VES (1) 101 8 167 100
VES (2) 111 9 167 100
VES (3) 25,5 2 102 61
Nedan presenteras laddningstillstånden hos de olika systemen över ett års tid, se figur 15–17.
Här redovisas även laddningstillståndet hos de två olika storlekarna av VES (3) som nämns i avsnitt 2.5.
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200
%
Storlek [kg]
Självförsörjningsgrad VES 1 Egenkonsumtionsgrad VES 1 Självförsörjningsgrad VES 2 Egenkonsumtionsgrad VES 2 Självförsörjningsgrad VES 3 Egenkonsumtionsgrad VES 3
