Kandidatexamensarbete
Besparingspotential av energilagring i
Frankrike genom elprisets variation
Kandidatexamensarbete EGI-‐2014
Besparingspotential av energilagring i Frankrike genom elprisets variation
Oscar Gustafsson Jens-‐Martin Vackerberg Godkänd Examinator Handledare Utredare Kontaktperson
Abstract
The electricity market is controlled by supply and demand. This results in price variations both during the year and during the day. This project aims to calculate the possible saving potential from implementing energy storage technology in France. This would create opportunities to store energy when demand and prices are low. When the prices go up, the stored energy will be used and the high electricity prices can be avoided.
In this study the best energy storage technique has been chosen regarding cost, efficiency, geographic and topographic opportunities and France´s current and future energy systems. Based on the technology the calculations have been performed on selected scenarios to identify the maximum saving potential of an energy storing power plant. The study has shown that pumped hydro energy storage is the best-‐suited technique for France. The study has also shown that an investment of such a plant is very profitable and has great saving potential. The best implemented scenario gives an estimated saving potential of 114 000 000 € per year.
Sammanfattning
Elmarknaden styrs av tillgång och efterfrågan. Detta gör att priserna varierar både under året och även under dygnet. Detta projekt syftar till att redogöra för den eventuella besparingspotentialen vid ett införande av energilager i Frankrike. Detta skulle innebära möjligheter att kunna lagra energi vid låg efterfrågan till ett lägre pris. När priset är högre så används den energi som lagrats och därför undviks att el köps när den är som dyrast.
I studien har bäst lämpad energilagringstyp valts med hänsyn till kostnad, effektivitet, geografiska möjligheter och Frankrikes nuvarande samt framtida energisystem. Utifrån denna har sedan beräkningar utförts utifrån valda scenarion för att identifiera maximal besparingspotential för en anläggning. Resultatet av studien har visat att energilagring genom pumpad vattenkraft är bäst lämpad för Frankrike. Studien visar även att en investering av en sådan anläggning är högst lönsam och har stor besparingspotential. Det bästa implementerade scenariot ger en besparingspotential på 114 000 000 € per år.
Innehållsförteckning
ABSTRACT ... 2 SAMMANFATTNING ... 3 INNEHÅLLSFÖRTECKNING ... 4 FIGURFÖRTECKNING ... 5 TABELLFÖRTECKNING ... 5 NOMENKLATUR ... 6 1 INTRODUKTION ... 7 1.1 ELMARKNADENS UPPBYGGNAD ... 7 1.2 FRANKRIKES ENERGISYSTEM ... 9 1.3 ENERGILAGRINGSTYPER ... 111.4 TIDIGARE STUDIER GENOM ENERGILAGRING AV VATTENKRAFT ... 16
2 PROBLEMFORMULERING OCH MÅL ... 17 2.1 DELMÅL ... 17 2.2 SLUTMÅL ... 17 3 METOD ... 18 3.1 ANTAGANDEN ... 19 3.2 BEGRÄNSNINGAR ... 19
3.3 PARAMETRAR OCH VARIABLER ... 20
3.4 MODELL ... 21
4 RESULTAT OCH DISKUSSION ... 25
4.1 FRANKRIKES ELPRISER 2013 ... 25
4.2 VAL AV LAGRINGSTYP ... 27
4.3 RESULTAT AV SIMULERINGSSCENARION ... 27
4.4 MAXIMAL BESPARINGSPOTENTIAL ... 35
4.5 RESULTAT AV KÄNSLIGHETSANALYS ... 36
4.6 KRITIK MOT MODELLEN ... 38
4.7 JÄMFÖRELSE AV RESULTAT MED TIDIGARE STUDIER ... 39
5 SLUTSATS OCH FRAMTIDA ARBETE ... 41
5.1 SLUTSATS ... 41
5.2 FRAMTIDA ARBETE ... 41
REFERENSER ... 42
BILAGA 1 – INGÅENDE VÄRDEN PÅ PARAMETRAR ... 45
Figurförteckning
FIGUR 1-‐ILLUSTRATION AV HANDELN PÅ ELMARKNADEN ... 7
FIGUR 2-‐ILLUSTRATION AV HUR ELPRISET SÄTTS PÅ ELHANDELN ... 8
FIGUR 3-‐ILLUSTRATION AV MARGINALPRISSÄTTNING PÅ ELMARKNADEN ... 9
FIGUR 4-‐FÖRHÅLLANDE MELLAN LAGRINGSKAPACITET OCH EFFEKT FÖR OLIKA ENERGILAGRINGSTYPER. ... 11
FIGUR 5-‐SCHEMATISK BILD FÖR EN ANLÄGGNING FÖR PUMPAD VATTENKRAFTS-‐LAGRING ... 12
FIGUR 6-‐SCHEMATISK BILD FÖR EN ANLÄGGNING FÖR CAES. ... 13
FIGUR 7-‐SCHEMATISK BILD FÖR EN ANLÄGGNING FÖR AA-‐CAES. ... 13
FIGUR 8-‐VISUELL REPRESENTATION AV SVÄNGHJUL ... 15
FIGUR 9-‐ILLUSTRATION AV STUDIENS PROCESS ... 18
FIGUR 10-‐ILLUSTRATION AV SIMULERINGSPROCESS OCH BERÄKNINGAR ... 21
FIGUR 11-‐ELPRISETS VARIATION I FRANKRIKE 2013 ... 25
FIGUR 12-‐ELPRISETS VARIATION UNDER EN GENOMSNITTSDAG RELATIVT ANLÄGGNINGENS PUMPNING OCH TAPPNING ... 26
FIGUR 13-‐BESPARING VARJE MÅNAD JÄMFÖRT MED DET TOTALA ELPRISET ... 27
Tabellförteckning
TABELL 1-‐VINDKRAFTSPRODUKTION I FRANKRIKE OCH EU FRÅN 2002-‐2012 ... 10TABELL 2-‐VÄRDEN FRÅN FIGUR 13 I TABELLFORM. ... 28
TABELL 3-‐PAYBACK-‐TID FÖR ANVÄNDNING AV EN PUMP FÖR OLIKA TIMMARS LAGRING OCH TAPPNING ... 29
TABELL 4-‐PAYBACK-‐TID FÖR ANVÄNDNING AV TVÅ PUMPAR FÖR OLIKA TIMMARS LAGRING OCH TAPPNING. ... 30
TABELL 5-‐PAYBACK-‐TID FÖR ANVÄNDNING AV TRE PUMPAR FÖR OLIKA TIMMARS LAGRING OCH TAPPNING. ... 31
TABELL 6-‐PAYBACK-‐TID FÖR ANVÄNDNING AV FYRA PUMPAR FÖR OLIKA TIMMARS LAGRING OCH TAPPNING ... 32
TABELL 7-‐NUVÄRDE AV INVESTERINGEN VID ANVÄNDNING AV EN PUMP FÖR OLIKA KALKYLRÄNTOR OCH LIVSLÄNGD ... 33
TABELL 8-‐NUVÄRDE AV INVESTERINGEN VID ANVÄNDNING AV TVÅ PUMPAR FÖR OLIKA KALKYLRÄNTOR OCH LIVSLÄNGD. ... 33
TABELL 9-‐NUVÄRDE AV INVESTERINGEN VID ANVÄNDNING AV TRE PUMPAR FÖR OLIKA KALKYLRÄNTOR OCH LIVSLÄNGD. ... 33
TABELL 10-‐NUVÄRDE AV INVESTERINGEN VID ANVÄNDNING AV FYRA PUMPAR FÖR OLIKA KALKYLRÄNTOR OCH LIVSLÄNGD. ... 33
TABELL 11-‐NUVÄRDE AV INVESTERINGEN DÅ ALTENATIV MODELL TILLÄMPAS FÖR OLIKA KALKYLRÄNTOR OCH LIVSLÄNGD. ... 34
TABELL 12-‐VARIATION AV PAYBACK-‐TIDEN DÅ ELPRISERNA SKIFTAR. ... 36
TABELL 13-‐VARIATION AV PAYBACK-‐TID DÅ INVESTERINGSKOSTNADEN SKIFTAR. ... 36
TABELL 14-‐VARIATION AV PAYBACK-‐TIDEN DÅ PERSONAL-‐ OCH ADMINISTRATIVA KOSTNADER SKIFTAR. ... 37
TABELL 15-‐VARIATION AV PAYBACK-‐TIDEN DÅ ANLÄGGNINGENS VERKNINGSGRAD ÄNDRAS VID ANVÄNDNING AV EN PUMP ... 37
TABELL 16-‐VARIATION AV PAYBACK-‐TIDEN DÅ ANLÄGGNINGENS VERKNINGSGRAD ÄNDRAS VID ANVÄNDNING AV TVÅ PUMPAR .. 37
TABELL 17-‐VARIATION AV PAYBACK-‐TIDEN DÅ ANLÄGGNINGENS VERKNINGSGRAD ÄNDRAS VID ANVÄNDNING AV TRE PUMPAR .. 38
TABELL 18-‐VARIATION AV PAYBACK-‐TIDEN DÅ ANLÄGGNINGENS VERKNINGSGRAD ÄNDRAS VID ANVÄNDNING AV FYRA PUMPAR 38
Nomenklatur
Storheter
Benämning Tecken Enhet
Effekt P (MW) Energi E (MWh) Temperatur T (°C) Pris p (€) Magasininnehåll M (MWh) Grundinvestering G (€)
Årlig besparing a (€)
Verkningsgrad η (%) Nuvärde NV (€) Payback-‐tid t (år) Kalkylränta r (%) Timmar h (st) Dygn d (st) Månader m (st) År n (st)
Lista över förkortningar
Förkortning Förklaring
PHES Pumpad vattenkrafts-‐lagring
CAES Energilagring med komprimerad luft
AA-‐CAES Avancerad adiabatisk energilagring med luft
TES Termisk energilagring
HTTES Termisk energilagring vid hög temperatur
1 Introduktion
Konsumtionen av elektricitet kan variera kraftigt över tid. Detta gäller såväl över ett dygn, som för ett helt år. Den höga volatiliteten i konsumtionen leder till en kraftig variation i elpriser.
Vid analys av elpriset över ett dygn kan stora variationer identifieras. Detta då elpriset är direkt beroende av utbud och efterfrågan. Då utbudet är svårare att reglera på grund av stora lagringssvårigheter, kommer efterfrågan vara den betydande faktorn i elprisets variation. Exempelvis skiljer sig elkonsumtionen under natten väsentligt motsvarande samma dygn på dagen vilket även reflekteras i elpriset. På samma sätt är elpriset något högre på vintern då fler hushåll kräver el för uppvärmning och mindre el på sommaren då utetemperaturen är högre (Energimarknadsinspektionen, 2012 [1)).
1.1 Elmarknadens uppbyggnad
För att få en insikt i hur och varför elpriserna varierar är det viktigt att veta hur ett elsystem är uppbyggt, vilka olika aktörer det innefattar och hur elhandeln fungerar. En elmarknad kan delas in i tre olika grupper för att förklara relationen mellan konsumenter och producenter. Dessa är nätavgifter, elsystem och elhandel. I Figur 1 nedan illustreras relationen mellan dessa olika delar (Söder, Lennart; Amelin, Mikael, 2011 [2]).
1.1.1 Aktörer på elmarknaden
En fungerande elmarknad innebär att de aktörer som verkar på marknaden upprätthåller ett fungerande system. Några av de viktigaste aktörerna för en väl fungerande marknad är producenter, konsumenter, balansansvariga och systemoperatören. De två förstnämnda går snabbt att förstå deras roll utifrån deras namn. Vidare är de balansansvarigas roll att ansvara för den ekonomiska delen av systemet. Till deras huvuduppgift hör att korrigera den ekonomiska aspekten efter varje avslutad handelsperiod där el köpts och sålts. Systemoperatören ansvarar främst för ett fungerande elsystem. Detta görs genom att hålla en jämn frekvens i systemet, vilket innebär att utbud hela tiden möter efterfrågan (Söder, Lennart; Amelin, Mikael, 2011 [2]).
[1]
1.1.2 Elhandeln
Den del detta projekt fokuserar främst på är elhandeln, då denna är avgörande för elprisets skiftningar. Denna styrs i sin tur av utbud och efterfrågan. Vidare följer därför ett kortare stycke som förklarar elhandelns olika delar och hur denna regleras.
Elhandeln kan skilja sig mellan olika länder beroende på vilken typ av elmarknad landet har. De tre huvudtyperna är vertikalt integrerad-‐, centraliserad-‐ eller bilateral elmarknad. Vid vertikalt integrerad elmarknad sköter elbolagen alla led i produktionskedjan. Denna typ av elmarknad innebär att konsumenten inte har någon valfrihet vid köp av el, utan all el köps av de lokalt tillgängliga elbolagen. Bland annat på grund av denna begränsning är det idag vanligare att länder har en centraliserad-‐ eller bilateral elmarknad där el köps från en centraliserad marknad eller fritt från varandra. Det är den centraliserade elmarknaden som tillämpas i Frankrike då el köps och säljs från den centrala elbörsen EPEX SPOT (EPEX SPOT, 2014 [3]).
Tidsmässigt kan elhandeln delas in i tre delar: förhands-‐, realtids-‐ och efterhandsmarknad. Förhandsmarknaden är den handel av el som sker före varje handelsperiod. Vanligt är att en handelsperiod är en timme och elpriset sätts för respektive timme. Varje aktör planerar innan varje handelsperiod hur mycket de vill köpa och sälja under perioden och lämnar in köp-‐ och säljbud till elbörsen. Utifrån dessa bud bestäms sedan ett pris för handelsperioden utifrån ett priskryss. Det finns även andra modeller för prissättning men priskryss hör till de vanligaste modellerna och tillämpas även i Frankrike (Söder, Lennart; Amelin, Mikael, 2011 [2]) (EPEX SPOT, 2014 [3]). Hur priskryss fungerar illustreras i Figur 2 nedan.
Figur 2-‐Illustration av hur elpriset sätts på elhandeln [2].
Realtidsmarknaden avser den handeln som sker inom en viss handelsperiod. Även denna handel kan delas upp i två olika typer: Reglermarknad och central drift. Då ett elsystem hela tiden måste hålla stabil frekvens är det avgörande att utbud regleras efter efterfrågan. Systemoperatören har därför ett stort ansvar på reglermarknaden då denna som tidigare nämnt ansvarar för en jämn frekvens och ett fungerande elsystem. På reglermarknaden kan de kraftverk som har reglerkraft sälja och köpa reglerkraft för att bidra med en stabil frekvens. Central drift motsvaras av den driftsplan som systemoperatören anger inför varje handelsperiod.
Efterhandsmarknad innefattar den elhandel som sker efter varje handelsperiod där eventuell korrigering sker från de bud respektive aktör lämnat in innan handelsperioden och vad som faktiskt producerades och konsumerades. Det är under denna period de balansansvariga ansvarar för de eventuella ekonomiska korrigeringarna.
1.1.3 Prissättning
För att förstå hur elpriset kan skifta så mycket trots ibland marginella skillnader i konsumtion är det viktigt att förstå hur elpriser bestäms. Som beskrivet tidigare bestäms elpriset utifrån en utbud-‐ och efterfrågan modell. I denna modell tillämpas marginalprissättning. Detta gör att även mindre skiftningar i efterfrågan kan ha stor påverkan på elpriset. Figur 3 nedan illustrerar hur priset beror på efterfrågan och utbud där den ökade kostnaden vid en ökad efterfrågan kan utläsas, då ett nytt kraftverk måste startas. Känsligheten för skiftningar i efterfrågan gör således att energilagring kan innebära stora möjligheter till ett jämnare och lägre pris för konsumenten (Söder, Lennart; Amelin, Mikael, 2011 [2]).
Figur 3-‐Illustration av marginalprissättning på elmarknaden [2].
1.2 Frankrikes energisystem
Kärnkraft är den dominerande energikällan i Frankrike. År 2009 utgjorde den nästan 76 % av den totala elproduktionen. Övrig produktion utgjordes dels av fossila bränslen (10 %) och förnyelsebara energikällor inklusive vattenkraft (14 %). Frankrike är med landets höga andel kärnkraft även det land med högst andel kärnkraft i världen, sett till deras elproduktion. Frankrike försöker dock minska beroendet av kärnkraft genom att bland annat satsa mer på förnyelsebara energikällor (World Nuclear Association, 2014 [4]).
1.2.1 Frankrikes geografi
För att identifiera vilket alternativ som är mest lämpligt vid energilagring är en av de grundläggande faktorerna landets geografiska möjligheter. Vissa energilagringsmetoder kräver bland annat landskapliga höjdskillnader för att fungera så effektivt som möjligt samt minimera investeringskostnader. Vidare följer därför ett kortare stycke av Frankrikes geografiska möjligheter för energilagring.
Frankrike är ett av Europas största länder, både sett till befolkning och yta. Detta innebär även att landet har stora skillnader i landskapet, från Alperna i söder till de plattare slätterna i norr. Trots Frankrikes stora andel kärnkraft finns de geografiska möjligheterna till vattenkraft vilket även utnyttjas i mindre skala sett till kärnkraften. Då Frankrike har mycket varierande landskap är det alltså inte de geografiska förutsättningarna som begränsar landets möjligheter för implementering av olika energilagringstyper utan möjligheterna finns om anläggningen placeras där de geografiska förutsättningarna som krävs finns. (National Geographic Society, 2004 [5]).
1.2.2 Kärnkraft
Frankrike har idag 59 kärnkraftverk som genererar el till landets elnät. Majoriteten av dessa är belägna vid, eller i närheten av de inhemska floderna medan resterande är placerade vid kusten. Kärnkraftverken förvaltas och ägs elbolaget Electricity de France (EDF). Bolaget är till 85 % statligt ägt vilket gör att elproduktionen dominerande är statligt styrd. Kärnkraften har länge varit en pålitlig energikälla för Frankrike vilket gjort att stora satsningar på kärnkraften genomförts. På senare tid har dock detta ändrats, mycket på grund av omvärldens ifrågasättande av kärnkraften efter olyckor som den vid Fukushima, år 2011 (Sjöstrand, 2014 [6]). Dessa faktorer har gjort att landet istället ökat satsningen på att göra kärnkraften säkrare och även börjat reducera beroendet av kärnkraft. Det sistnämnda har skett mycket på grund som en följd av regeringsskiftet 2012 då det socialistiska partiet med Francois Hollande som partiledare och nuvarande president tog över makten i landet. Partiet har som mål att minska beroendet av kärnkraften och vill därför stänga 24 av de äldsta kärnkraftverken i Frankrike till 2025 (Boselli,2011 [7]), (Kidd, 2009 [8]).
1.2.3 Vindkraft
För att minska beroendet av kärnkraften har en ökad satsning på förnyelsebara energikällor och framförallt vindkraft skett för att öka hållbarheten i landets energisystem. Ökade satsningar är också planerade där Frankrike ska gå ifrån dagens satsning på landbaserade vindkraftsparker och istället placera dessa ute vid kusten. I Tabell 1 nedan visas den ökade produktionen av vindkraft från 1998, fram till 2012 (Wilkes, 2012 [9]).
Tabell 1-‐Vindkraftsproduktion i Frankrike och EU från 2002-‐2012 [10].
1.2.4 Vattenkraft
Då kärnkraften på senare tid mer ifrågasätts riktas även i Frankrike fokus mot andra, förnyelsebara energikällor. Som beskrivet ovan är vindkraft en av dessa energikällor men även vattenkraften är något som ses som en tänkbar energikälla.
konkurrenskraftigt alternativ till att ersätta kärnkraften i framtiden (Électricité de France, 2014 [11]).
1.2.5 EPEX SPOT
Som tidigare beskrivet tillämpar Frankrike en centraliserad elmarknad där el köps och säljs från elbörsen EPEX SPOT. Denna elbörs täcker inte bara Frankrike utan även Tyskland, Österrike och Schweiz köper och säljer el via denna elbörs. Denna bildades så sent som 2008 genom flera sammanslagningar med visionen att få en mer enad europeisk elmarknad för att underlätta handeln av el (EPEX SPOT, 2014 [3]).
1.3 Energilagringstyper
Principen med energilagring är densamma vilket sätt energin än väljs att lagras på. Då elektrisk energi måste användas i ögonblicket det produceras lagras en annan energiform som sedan omvandlas till elektrisk energi när den efterfrågas.
Det finns två energilagringstyper vilka skiljer sig i på vilket sätt den lagrade energin används. Den ena typen klarar av att leverera energi väldigt snabbt men under en begränsad tid. Hit hör exempelvis svänghjul som förklaras längre ner. Den andra typen av lagring klarar av att lagra mycket energi och klarar därför även att leverera energi under en lång period. Det finns också en mellankategori som utgörs av batterier och andra kemiska lagringstyper. Dessa kan anpassas efter behov i högre grad och kan därför passa in i båda kategorierna (Chatzivasileiadi et al., 2013 [12]).
Figur 4-‐Förhållande mellan lagringskapacitet och effekt för olika
energilagringstyper [12].
vid val energilagringstyp. Detta då typ av energilagring väljs med hänsyn till vad den lagrade energin ska användas till.
I denna studie är det viktiga att kunna utnyttja prisvariationer i systemet och detta kan göras med tillräckligt lång framförhållning för att urladdningstiden inte ska vara den avgörande faktorn. Viktigare är att kunna lagra stora mängder energi under en förhållandevis lång tid till en hög effekt. Nedan presenteras några olika tekniker för att lagra energi.
1.3.1 Pumpad vattenkraft (PHES)
Figur 5-‐Schematisk bild för en anläggning för pumpad vattenkrafts-‐lagring [13].
Denna form av energilagring utgörs av flera vattenreservoarer på olika höjdnivåer. Systemet är reversibelt och vatten kan alltså transporteras i båda riktningar mellan de olika nivåerna. Då elpriset är lågt pumpas vatten upp till den övre nivån och energin lagras då i form av lägesenergi. Då elpriset stiger så omvandlas lägesenergin i vattnet till elektrisk energi genom att vatten tappas ur genom turbiner vid den lägre nivån. Hur tekniken fungerar är illustrerat ovan i Figur 5. Ungefär 99 % av dagens totala energilagringskapacitet använder denna typ av lagring.
Fördelarna med denna lagringsform är en snabb svarsfrekvens mot efterfrågan och relativt små förluster i systemet. Det finns även möjlighet att lagra stora mängder energi beroende på hur stor reservoar som används. Pumpad vattenkraft har en effektivitet på 70-‐85 % och en livslängd på 30-‐50 år (Fernandes et al., 2012 [14]). Det tar dock ett stort område i anspråk för att få en stor kapacitet och kräver även att geografiska förutsättningar finns. Det går inte att uppnå denna form av energilagring utan att det finns en höjdskillnad i systemet. Det måste alltså vara ett kuperat landskap eller så måste höjdskillnader konstrueras, exempelvis genom att bygga vattentorn. Denna energilagringsform är även till viss del beroende på tillrinningen under året och kan därför vid torka vara ett mindre användbart alternativ (Mahlia et al., 2014 [15]). Hastigheten på uppladdning respektive nedladdning går att anpassa efter behov genom att justera storlek på pump och turbiner. En ny utveckling som skett inom området är även att använda sig av variabla pumpar och turbiner som i högre utsträckning kan variera den effekt som används för pumpning och
1.3.2 Komprimerad luft (CAES)
Figur 6-‐Schematisk bild för en anläggning för CAES [13].
Denna lagringsmetod komprimerar luft i reservoarer under marken då elpriset är lågt. Då elpriset är högre släpps den komprimerade luften ut genom turbiner och den potentiella energin omvandlas då till elektrisk energi. Det finns olika tekniker som alla använder denna grundläggande teknik men skiljer sig i hur luften komprimeras och värms upp. Den vanligaste metoden som är mest beprövad är klassisk CAES. Hur denna metod är uppbyggd visas i Figur 6 ovan. Det finns även en mer modern och mer avancerad metod som kallas avancerad adiabatisk CAES (AA-‐CAES). Det positiva med denna metod är att den inte behöver värma upp luften igen innan den pumpas ut genom turbinen vilket gör den mer effektiv. Denna process illustreras i Figur 7 nedan (Díaz-‐Gonzales et al., 2012 [17]).
Figur 7-‐Schematisk bild för en anläggning för AA-‐CAES [13].
fungera likvärdigt. Att det finns möjlighet till lagring av stora mängder luft är däremot en nödvändighet för denna lagringstyp.
En anläggning med denna lagringsform kräver stora investeringskostnader och tekniken är ännu inte helt utvecklad. Detta gör att en investering i CAES innebär stora resurser rent finansiellt, men även tekniskt. Kontinuerlig utveckling inom detta område sker dock på grund av dess stora potential att användas i högre utsträckning till en mycket bra effektivitet. Denna lagringstyp har en väldigt stor lagringskapacitet (U.S. Department of Energy, 2013 [18]). Även denna typ av energilagring har bra effektivitet men den varierar mycket och brukar ligga mellan 57-‐85 % (Fernandes et al., 2012 [14]).
1.3.3 Termisk Energilagring (TES)
Detta alternativ innebär att energi sparas i form av värme. Detta går att göra på olika sätt, i olika temperaturnivåer och i olika material. Hur energin väljs att lagras beror på vad den ska användas till i förlängningen.
Det lagringsalternativ som ger mest lagrad energi och därigenom också störst potential som ett alternativ till andra typer med stor kapacitet är HTTES (High Temperature Thermal Energy Storage). Detta innebär att energin lagras i högre temperaturer och har därför ett stort energiinnehåll. Det vanligast förekommande är att solvärmen lagras i olika material men värmen kan också lagras från exempelvis spillvärme ifrån industri. Nya material utvecklas kontinuerligt för användning inom denna lagringstyp och tekniken är under ständig utveckling.
För att HTTES ska kunna användas effektivt krävs det att det material energin ska lagras i finns tillgängligt i tillräckliga mängder och till ett överkomligt pris. Det krävs också att hela tekniken kan skötas stabilt i ett väldigt stort spann av temperaturer då HTTES inte är mer specificerat än att temperaturen överstiger 200 °C (Fernandes et al., 2012 [14]).
1.3.4 Svänghjul
Svänghjul är en lagringstyp som visar ytterligare en energiform som lagring kan ske i innan den åter omvandlas till elektrisk energi vid behov. Då svänghjul används lagras den elektriska energin som rörelseenergi. Detta alternativ är mer anpassat för att kunna stabilisera ett nät som kräver mer energi, än att vara ett varaktigt energilager. Det har en väldigt kort svarstid vilket är bra för att snabbt kunna skapa energibalans. Däremot är svänghjul inte speciellt effektivt att använda som säsongslager eller för att lagra stora mängder energi (Mahlia et al., 2014 [15]).
Figur 8-‐Visuell representation av svänghjul [19].
I figur 8 ovan representeras hur svänghjul kan användas för att variera effekt ifrån ett batteri i en eldriven bil. Detta för att illustrera ett exempel hur ett svänghjul kan användas.
Svänghjulstekniken har en god effektivitet både vid låg och hög hastighet på mellan 70-‐95% men innebär en ganska hög kostnad per kilowattimme. Därför används denna lagringsform mest i mindre skala (Fernandes et al., 2012 [14]).
1.3.5 Batterier
I batterier lagras kemisk energi för att sedan omvandlas till elektrisk energi. Det finns en stor mängd olika batterityper som fungerar olika bra för olika ändamål. Det finns vissa typer som fungerar bättre för energilagring i större skala. Dessa används i vissa länder redan idag för att jämna ut ojämnheter i nätet. Kapaciteten för batterier gjorda för större energilagring ligger mellan 100 kW – 100 MW och är därför i en annan storleksordning än exempelvis pumpad vattenkraft. Det är alltså fråga om en mer småskalig energilagring i de fall batterier används i jämförelse med vad som analyseras i denna studie (Chatzivasileiadi et al., 2013 [12]).
1.4 Tidigare studier av energilagring genom vattenkraft
Tidigare liknande studier har genomförts på både befintliga energilagringsanläggningar och analys över potentiella energilagringstyper. Vidare följer därför en kortare del där två av dessa studier presenteras.
En av dessa studier är av ett vattenkraftverk i Kanada vid Mica Dam. Studien syfte var att analysera kostnad och möjligheter att implementera energilagring vid anläggningen. Vidare var huvudsyftet om det vore lönsamt att säsongslagra energi under månaderna maj och juni men krävde även att systemet skulle kunna hantera veckovis och dygnsvis energilagring.
Resultatet av undersökningen var att investeringen var fullt möjlig genom pumpenheter och kombinerade pump-‐ och turbinenheter. Studien visar dock endast de tekniska möjligheterna för applicering av energilagring och dess kostnader och går inte närmare in på lönsamheten av energilagringen vilket denna studie kommer fokusera mer på (Hatch Ltd. 2010 [20]).
Andra studien som analyserats är en studie gjord av pumpkraftverket i Goldisthal, i Tyskland. Pumpkraftverket är ett av de största i Europa och invigdes 2003. Detta kraftverk är ett bra exempel på hur ett pumpkraftverk skulle kunna se ut i denna studie då det är ett kraftverk med stora lagringsmöjligheter och liknande funktioner som ska studeras. Dessutom är kraftverket byggt i liknande område och i liknande geografi som är aktuellt i denna studie (VA Tech Hydro & MCE VOEST [21]).
Även kraftverket för CAES i Huntorf, Tyskland är ett exempel på hur denna lagringstyp skulle kunna användas i Frankrike. Kraftverket är det största i världen och då det är byggt i liknande miljö som Frankrike är det intressant att analysera. (Crotogino; Mohmeyer, 2001 [22]).
2 Problemformulering och mål
Syftet med projektet är att identifiera det mest lämpade alternativet för lagring av energi i Frankrike. Detta med hänsyn till bland annat kostnad, effektivitet, geografiska möjligheter och besparingspotential. Det mest lämpade alternativet ska sedan analyseras och maximal besparingspotential ska beräknas.
För att uppnå önskat resultat har mål samt delmål bestämts innan projektets början. Detta för att identifiera den nödvändiga informationen för att uppnå målen samt för att vid genomfört projekt kunna analysera och diskutera om projektets resultat överensstämmer med tidigare bestämda mål. Viktigt är att skilja på energilagringstyp och energilagringsmetod där den första beskriver typen, alltså exempelvis vattenkraft eller termisk lagring. Energilagringsmetod beskriver hur vald energilagringstyp används, alltså vid exempelvis vattenkraft, om en eller flera pumpar finns i anläggningen. Mål samt delmål presenteras nedan.
2.1 Delmål
i. Avgränsa och specificera problemet.
ii. Identifiera och sammanställa data för att kunna genomföra analys.
iii. Identifiera och sammanställa information om möjliga energilagringstyper, dagens energisituation i Frankrike samt hur dessa kan komma förändras i framtiden.
iv. Välja energilagringstyp med hänsyn till kostnad, effektivitet, geografiska möjligheter och landets nuvarande energisystem samt framtida energisystem.
v. Simulera olika scenarion utifrån vald energilagringstyp.
vi. Identifiera det mest lämpade sättet för energilagring genom vald energilagringsmetod.
2.2 Slutmål
Beräkna maximal besparingspotential av vald energilagringstyp samt hur denna ska användas för att maximera nytta.
3 Metod
Syftet med detta projekt är att redogöra för potentialen att lagra energi vid timmar med lågt elpris och använda denna energi vid timmar då elpriset är högt. Detta ska göras med fokus på Frankrikes energimarknad. Projektet fokuserar endast på vad en energilagringsanläggning kan bidra med för besparingspotential. I Resultat och diskussion diskuteras även vad tillämpningen av fler energilagringsanläggningar skulle innebära för landets elpriser. Samtliga beräkningar som genomförs i studien är utförda i programmet Microsoft Excel. Utdrag av beräkningar finns i Bilaga 2 – Beräkningar från Excel.
Figur 9-‐Illustration av studiens process.
Tillämpad metod på projektet utgår ifrån sex huvudsteg som presenteras i Figur 9 ovan. Första steget bygger på att specificera problemet för projektet och de mål samt delmål som behövs sättas för att uppnå önskat resultat. I detta steg bestäms även de huvudsakliga antaganden, begränsningar, modell, parametrar och variabler som projektet kommer innefatta, vilka också beskrivs nedan.
I andra steget samlas den data och information in som är nödvändig för att avgöra vilken energilagringstyp som är mest lämpad för Frankrike samt hur denna ska tillämpas.
Det tredje steget är ett kort, men även en helt avgörande fas för hela projektet. I detta steg väljs den energilagringstyp som anses mest lämpad för Frankrike utifrån kostnad, effektivitet, geografiska möjligheter och nuvarande energisystem. Vid val tas även hänsyn till den framtida situationen med eventuellt andra energikällor och en omfördelning mellan befintliga. Det framtida energisystemet är viktigt att ta hänsyn till då investeringen ska vara så hållbar som möjligt.
I det fjärde steget tillämpas den modell som kommer användas vid simulering. I denna fas kommer data från Frankrikes elpriser 2013 att användas(EPEX SPOT, 2013 [3]) tillsammans med data från vald energilagringstyp. Simuleringen kommer ge de delresultat som sedan ska tillämpas i nästkommande fas. Den modell som tillämpas i denna fas beskrivs och illustreras senare i rapporten i avsnitt Modell.
I den femte fasen sammanställs resultaten simuleringen har gett. Genom detta kan sedan total besparingspotential identifieras och jämföras med investeringskostnaden för energilagringstypen.
annorlunda resultat än förväntat. Jämförelse med satta mål kommer även göras för att se om resultatet överensstämmer med dessa.
3.1 Antaganden
För att kunna genomföra projektets simuleringar i projektets fjärde fas krävs en förenklad modell av verkligheten. Detta innebär även att vissa antaganden måste göras för att modellen ska kunna tillämpas. De antaganden som gjorts i modellen förklaras nedan.
-‐ För att kunna beräkna en besparingspotential krävs ett prisunderlag. De priser som ligger som underlag för beräkningar och simuleringar är elpriserna från 2013 i Frankrike och det har därför antagits att kommande priser är jämförbara både vad gäller variation och prisnivå.
-‐ Beräkningarna kräver också data för vald energilagringstyp och en sådan anläggning. Antaganden är därför gjorda att liknande data från tidigare byggda anläggningar kan tillämpas i simuleringen och vid beräkning av maximal besparingspotential. Schablonvärden är uppskattade för personal-‐ och administrativa kostnader. Värden på samtliga kostnader går att hitta i Bilaga 1 – Ingående värden på parametrar.
-‐ Energilagring innebär en ökad konsumtion under timmar med ett lägre elpris vilket skulle innebära att priset påverkas uppåt. Vi har däremot gjort antagandet att endast en anläggning inte påverkar elpriset då den utgör en så pass liten del av den totala konsumtionen i landet.
-‐ Anläggningen och dess komponenter har antagits erhålla en verkningsgrad på 100 %. Detta för att ge en så förenklad bild som möjligt. Påverkan av komponenters verkningsgrad kommer dock analyseras och presenteras i känslighetsanalysen under kapitalet Resultat av känslighetsanalys.
-‐ Vid årets början finns ingen data om till vilken grad anläggningen är fylld och därför krävs ett antagande. Här har antagits att det valda kraftverket är halvfyllt vid start.
3.2 Begränsningar
Likt Antaganden, krävs även begränsningar då den modell som valts för att nå de uppsatta målen inte kan innefatta alla aspekter av verkligheten. Nedan presenteras de begränsningar som gjorts för att applicering av modell ska vara möjlig.
-‐ För att kunna ge en tydlig bild av vilken potential som finns vid energilagring har projektet begränsats till att endast innefatta potentialen för en anläggning. De besparingar som identifieras kan då jämföras med investeringskostnaden för motsvarande anläggning.
-‐ Vid simuleringarna har endast en energilagringstyp valts att analyseras då detta ger ett mer fokuserat resultat och den energilagringstyp som valts ansetts den som den mest lämpade för landet.
-‐ Projektet omfattar endast Frankrike och dess energisituation.
-‐ Endast de vanligaste energilagringstyperna är delaktiga i rapporten och ett antal mindre använda har därför utelämnats. Exempelvis diskuteras inte alla olika former av batterier upp då det är deras funktion som är det viktiga snarare än vilken typ av batteri som används.
3.3 Parametrar och variabler
Det som krävs för att kunna bestämma besparingspotentialen är att grundförutsättningarna bestäms i problemet. De parametrar som används i studien hämtas ifrån tidigare, redan befintliga anläggningar. Elpriset för varje timme hämtas från EPEX SPOT. Parametrarna presenteras nedan:
• Lagringskapacitet i vald anläggning
• Investeringskostnader inklusive driftskostnader • Verkningsgrad i systemet
• Elpriser
Även de variabler som används i studien utgår från befintliga anläggningar. Dessa presenteras nedan:
• Pumpstorlek • Turbinstorlek • Fokustimmar
Fokustimmar beskriver de timmar turbin och pump är i drift. De parametrar och variabler som används i beräkningarna kan hittas i Bilaga 1 – Ingående värden på parametrar.
3.4 Modell
Den sjätte fasen i metoden inkluderar den simuleringsmodell som tillämpas. Denna illustreras och beskrivs nedan i Figur 10.
Figur 10 visar de delar som ingår i modellen. I modellen används de simuleringsparametrar och variabler som krävs för att genomföra en simulation samt hämtad indata av Frankrikes elpriser för respektive timme 2013 från EPEX SPOT. Simuleringsparametrarna och variablerna har tidigare beskrivits i rapporten under kapitlet parametrar och variabler. Besparingen fås sedan genom att beräkna pris för den lagring som genomförs och de besparingar som görs genom användning av redan lagrat vatten. Mer detaljerat i modellen görs
Payback-‐ metoden Simulerings-‐ parametrar och variabler Jämförelse-‐ parametrar Besparing/ kostnad per timme
Summering av kostnad/besparing
månad-‐ och årsvis Summering av kostnad/besparingar för varje dygn Payback-‐ metoden Nuvärdesmetoden Indata Känslighets analys
billigaste timmarna under dygnet och lagrar energi vid dessa timmar samtidigt som den vid dygnets dyra timmar använder den lagrade energin. Hur besparingen beräknas kan ses tydligare i Bilaga 2 – Beräkningar från Excel. Dessa besparingar beräknas för varje dygn och summeras sedan över året för att erhålla den totala besparingen.
I den senare delen av modellen appliceras de jämförelseparametrar den årliga besparingen sätts i relation till. Jämförelseparametrarna är exempelvis anläggningens investeringskostnad. För att sedan illustrera relationen mellan årliga besparingen med jämförelseparametrarna används två ekonomiska metoder i modellen, payback-‐metoden och nuvärdesmetoden. Hur dessa fungerar förklaras i kapitlet, Scenariospecifika parametrar.
Avslutningsvis genomförs en känslighetsanalys av modellens resultat. Hur denna är uppbyggd presenteras i kapitlet Scenariospecifika parametrar och resultatet av denna analys redogörs i kapitlet Resultat av känslighetsanalys.
3.4.1 Scenarion
Simulering genomförs utifrån vissa valda scenarion. Dessa kommer att utföras utifrån vald energilagringstyp vilken har identifierats som pumpad vattenkraft. Hur denna energilagringstyp har valts framgår i Resultat och diskussion.
I modellen kommer vatten pumpas upp till en högre nivå då elpriset är lågt för att kunna användas vid ett senare tillfälle då priset är högre. Det är alltså priset som ligger till grund för hur kraftverket ska agera.
Priset utgår ifrån ett jämförelsevärde varje dygn vilket är medianvärdet av dygnets timpriser. Är priset över jämförelsevärdet så används det lagrade vattnet och vid lägre pris så pumpas vatten upp för lagring. I en alternativ modell tas även en procentuell skillnad från jämförelsepriset i beaktning vid lagring och användning av energi.
I modellen registreras hur mycket vatten som finns i magasinet varje timme. Detta för att magasinets maxkapacitet inte ska kunna överskridas samt att magasinenet kan bli tomt. Detta innebär att kraftverket inte kan pumpa upp vatten då magasinet är fullt även om priset är lågt och att det inte finns någon lagrad energi då magasinet är tomt.
Nästa steg modellen genomgår är att varje timme registrera de kostnader som uppstår vid lagring samt de besparingar som görs vid användning av lagrat vatten. När vatten lagras uppstår en kostnad som består av att pumpen kräver elektricitet för att pumpa vattnet från den lägre till den högre nivån. Detta sker alltså vid timmar med lågt elpris och elen köps till lågt elpris. På samma sätt uppstår en besparing då det lagrade vattnet används vid en dyr timme, alltså krävs ingen elkonsumtion vid de timmar med högt elpris. Den besparing som då görs beräknas med samma formel som kostnaderna för lagring. Kostnader och besparing beräknas genom att ta förändringen i magasinsinnehåll (ΔM) under den aktuella timmen multiplicerat med elpriset (p). Formeln redovisas nedan:
∆𝑀!∗ 𝑝! = 𝐾𝑜𝑠𝑡𝑛𝑎𝑑/𝐵𝑒𝑠𝑝𝑎𝑟𝑖𝑛𝑔! [€]
Ekvation 1-‐Uträkning av kostnad för lagrad energi respektive besparing under timme h.
För att få ut den totala besparingen under dygnet summeras besparingarna för alla timmar. Dessa summor summeras sedan för alla dagar under året för att beräkna den totala besparingen under ett år (a).
𝐾𝑜𝑠𝑡𝑛𝑎𝑑/𝐵𝑒𝑠𝑝𝑎𝑟𝑖𝑛𝑔!,! !" !!! !"# !!! = 𝑎 [€]
Ekvation 2-‐Uträkning av kostnad för lagrad energi respektive besparing för hela året.
3.4.2 Scenariospecifika parametrar
I varje scenario finns variabler som kan påverka lönsamheten. De variabler som används i modellen beskrivs nedan:
-‐ Det går att variera effekten på både pump och turbin. Då en större pump än turbin används kan modellen lagra energi i en högre takt än den används. Om pumpen exempelvis har en dubbelt så stor effekt än turbinen kan vatten lagras dubbelt så fort som det kan användas. Då denna variabel ändras kommer det även påverka investeringskostnaden då en större pump kostar mer än en mindre.
-‐ Något som även varieras i modellen är vilka timmar som väljs att lagra och tappar energin, alltså fokustimmar. Om pumpen används alla timmar finns risken att stora besparingar missas för att magasinet tömts eller lagrats fullt vid mindre optimala timmar. Här utformas modellen så att energi lagras respektive tappas under önskat antal timmar under dygnet. Modellen väljer då att lagra under de billigaste timmarna under dygnet och tappar energin under de dyraste timmarna. Under mellantimmarna varken tappas eller lagras någon energi.
genom en procentsats av priset eller direkt i euro från medianen. Vid procentsatsen anpassas nivån efter prisskillnader under olika dygn medan detta inte är fallet då fokustimmar justeras efter ett spann i direkta pengar. Detta diskuteras senare i rapporten under kapitlet Alternativ modell.
I modellens sista del görs en ekonomisk analys med hänsyn till investerings och underhållskostnader. De metoder som tillämpas är payback-‐metoden och nuvärdesmetoden.
Payback-‐metoden jämför årlig besparing med den totala investeringskostnaden och beräknar hur många år det tar för investeringen att bli lönsam. Problematiken med metoden är dock att den inte tar hänsyn till kalkylräntan vilket gör att den bara kan tillämpas som en enkel approximation.
Nedan illustreras den ekvation som används i payback-‐metoden där t representerar payback-‐tiden i år, G representerar grundinvesteringen och a representerar den årliga besparingen (Arnander, 2007 [23]).
𝑡 =𝐺
𝑎 [å𝑟]
Ekvation 3-‐Uträkning av investeringens payback-‐tid.
Den andra metoden som tillämpas är nuvärdesmetoden. Även denna sätter besparingarna i relation till investeringskostnaderna. Detta genom att de årliga besparingarna diskonteras tillbaka till investeringsdatumet och sedan summeras. Detta görs med hjälp av en diskonteringsränta och antal år anläggningen antas vara i drift. Då kalkylräntor ofta kan skilja sig kommer detta resultat att presenteras i en tabell där kalkylränta och antal år i drift varieras. Nedan illustreras den ekvation som används i nuvärdesmetoden där NV representerar investeringens nuvärde, a representerar, likt payback-‐metoden årlig besparing, r representerar kalkylräntan och n representerar investeringens livslängd (Arnander, 2007 [23]). 𝑁𝑉 = 𝑎 (1 + 𝑟)! ! !!! [€] Ekvation 4-‐Uträkning av nuvärdet av investeringen.
I den sista delen av modellen och även metoden i detta projekt genomförs en känslighetsanalys. I denna analys kommer de antaganden som har gjorts att variera för att ge en uppfattning i hur utsträckning denna variation påverkar modellens resultat. De antaganden som kommer analyseras i känslighetsanalysen är: Frankrikes elpriser, anläggningens investeringskostnad, personal/administrativa kostnader och anläggningens verkningsgrad.
4 Resultat och diskussion
Nedan presenteras de resultat som projektet och känslighetsanalysen har gett. Resultatdelen har delats in vissa delresultat för att få en enklare överblick av projektets slutresultat och slutmål. Dessa är: Resultat av Frankrikes elpriser under 2013, val av lagringstyp, resultat av simuleringsscenarion, maximal besparingspotential och resultat från känslighetsanalys. I samtliga delar diskuteras även resultaten utifrån tidigare bestämda mål och eventuella avvikelser. Vidare presenteras även diskussion gällande modellens begränsningar och projektets resultat i jämförelse med tidigare studier i kapitel: Kritik mot modellen och Jämförelse av resultat med tidigare studier.
4.1 Frankrikes elpriser 2013
Frankrikes elpriser varierar såväl över dygn som över år. Hur priserna varierade under 2013 i Frankrike visas i Figur 11 nedan.
Figur 11 visar att sommaren har lägre priser då efterfrågan minskar på grund av ökad värme i landet. Mycket på grund av att stor del av elkonsumtionen annars går till uppvärmning av bostäder och andra lokaler. Det finns en kraftig spik ner i juni där priset för el är negativt. Detta beror förmodligen mer på ett fel i elsystemet än vad det speglar skiftningen i efterfrågan. Det kan exempelvis bero på prognosfel eller någon felberäkning hos systemoperatören.
