Elektrisk energilagring för Svensk stålindustri

Kandidatexamensarbete

KTH – Skolan för Industriell Teknik och Management Energiteknik EGI-2016

SE-100 44 STOCKHOLM

Elektrisk energilagring för Svensk stålindustri

Marcus Eliasson Johan Tufvesson

Figur 1. Ljusbågsugn (Jernkontoret)

Bachelor of Science Thesis EGI-2016

Elektrisk energilagring för Svensk stålindustri

Marcus Eliasson Johan Tufvesson

Approved

Date

Examiner

Viktoria Martin

Supervisor

Thomas Nordgreen

Commissioner Contact person

Abstract

Fossil fuels have long been the primary energy source for the world's energy system, which has been economically beneficial. However, the use of fossil fuels has impacted the climate severely. The energy system is therefore

shifting

Some Swedish industrial companies require large amounts of electricity for their production.

High electricity prices when production is very energy demanding together with the possibility of power outages can be costly. Therefore, the possibilities of energy storage from a profitability perspective are of interest. The workflow begins with a literature review in which various energy storage technologies for electricity are reviewed, followed by a selection of an industrial company. For this study an industrial company that produces steel with an electric arc was chosen. Based on the power requirements of the electric arc and Sweden's geographical conditions, pumped hydro energy storage plant was considered to be the most suitable energy storage technology. Therefore pumped hydro energy storage plant was chosen to be analyzed from a profitability perspective.

The results have shown that pumped hydro energy, as the selected energy storage technology, is an unprofitable investment with the assumptions that were made. The electricity price difference is not large enough to cover the investment costs and the operating and maintenance costs.

Sammanfattning

Fossila bränslen har länge varit den primära energikällan för världens energisystem vilket har varit ekonomiskt gynnsamt. Däremot har konsekvenserna för klimatet varit allvarliga.

Energisystemet ställs därför om i allt snabbare takt för att motverka den klimatförändring som användandet av fossila bränslen orsakat. Omställningen till ett mer förnybart energisystem påverkar tillförlitligheten och kontinuiteten av elförsörjningen i och med att elproduktion med förnybar energi ofta är intermittent och beroende av yttre faktorer. Med användning av energilagring kan tillförlitligheten och kontinuiteten av elförsörjningen säkerställas.

En del svenska industriföretag kräver stora mängder elektricitet för sin produktion. Höga elpriser då produktionen är som elintensivast tillsammans med eventuella strömavbrott kan bli kostsamt. Därför undersöks möjligheterna med energilagring ur ett lönsamhetsperspektiv.

Undersökningen inleds med en litteraturstudie där olika energilagringstekniker för elektricitet granskas, följt av valet av industriföretag vilket blev ett industriföretag som producerar stål med en ljusbågsugn. Utifrån de effektkrav som ljusbågsungen ställer på elförsörjningen och Sveriges geografiska förutsättningar ansågs pumpkraftverk vara den mest lämpade energilagringstekniken. Därför valdes pumpkraftverk för att analyseras ur ett lönsamhetsperspektiv.

Resultatet har visat att med pumpkraftverk som vald energilagringsteknik är det en olönsam

investering med de antaganden som gjorts. Elprisvariationen är inte tillräckligt stor för att

täcka investeringskostnaden och drift- och underhållskostnaderna.

Innehållsförteckning

1 Inledning ... 1

2 Problemformulering ... 2

2.1 Syfte och mål ... 2

3 Elmarknad ... 2

3.1 Elpris ... 4

4 Energilagringstekniker ... 7

4.1 Pumpkraftverk ... 8

4.2 Svänghjul ... 9

4.3 Lagring av tryckluft(CAES) ... 10

4.3.1 Princip bakom CAES och AA-CAES ... 10

4.4 Supraledande lager ... 11

4.5 Superkondensatorer ... 12

4.6 Batterier ... 12

4.6.1 Blybaserade batterier ... 13

4.6.2 Litiumbaserade Batterier ... 14

4.6.3 Natriumbaserade batterier ... 15

4.6.4 Flödesbatterier ... 15

4.7 Bränsleceller(vätgas) ... 17

4.8 Sammanställning och jämförelse av energilagringstekniker ... 19

5 Metod ... 21

5.1 Avgränsningar och antaganden ... 23

5.2 Beräkningsmodell ... 23

5.2.1 Dimensionering av pumpkraftverk ... 24

5.2.2 Investeringskostnad ... 24

5.2.3 Ekonomiska beräkningar ... 27

5.3 Driftschema ... 28

6 Känslighetsanalys ... 28

7 Resultat och diskussion ... 29

8 Slutssats och framtida arbeten ... 43

Referenser ... 44

Bilagor ... 1

Bilaga 1 – Elpriser för år 2015 ... 2

Bilaga 2 – Effektförbrukning för ljusbågsugn under år 2015 ... 9

Nomenklatur

Benämning Tecken Enhet

Pumpkapacitet C

[MW]

Turbinkapacitet C

[MW]

Lagringskapacitet C

[MWh]

Investeringskostnad, pump I

[MSEK/MW]

Investeringskostnad, turbin I

[MSEK/MW]

Investeringskostnad, reservoar I

[MSEK/MWh]

Grundinvestering G [MSEK]

Fasta drift- och underhållskostnader D&U

[% av G]

Rörliga drift- och underhållskostnader för pump D&U

[SEK/MWh]

Rörliga drift- och underhållskostnader för turbin D&U

[SEK/MWh]

Årlig driftkostnad DK

[MSEK]

Årlig driftvinst DV

[MSEK]

Årlig intäkt a

[MSEK]

Årlig effektförbrukning för pump P

[MWh]

Årlig effektförbrukning för turbin P

[MWh]

Pumptid t

[h]

Verkningsgrad för pump η

-

Anläggningsverkningsgrad η

-

Kalkylränta r [%]

Nuvärde NV [MSEK]

Livslängd n [år]

Kapitalvärdeskvot NNK -

Återbetalningstid T [år]

Förkortning Innebörd

AA-CAES Advanced adiabatic compressed air energy storage

CAES Compressed air energy storage

COP21 The twenty first session of the conference of the parties

EU Europeiska unionen

PHES Pumped hydro energy storage

SMES Superconducting magnetic energy storage

1

1 Inledning

Världens energibehov ökar i och med att allt fler moderna samhällen växer fram där kraven på levnadsstandarden ökar tillsammans med att befolkningstillväxten är fortsatt positiv. Världens energisystem har länge drivits av fossila bränslen vilket har varit ekonomiskt gynnsamt.

Konsekvenserna av fossila bränslen som energikälla i energisystemet har hastigt förändrat planetens klimat med en oroväckande temperaturökning. Den dystopi som målas upp av miljö- och klimatforskare runt om i världen, om inget görs för att förändra situationen, har fått världens politiker att gemensamt fatta beslut kring miljö- och klimatmål. Så sent som i december 2015 träffades världens ledare för att delta i Förenta nationernas klimatkonferens i Paris 2015, COP21, med målet att gemensamt besluta om ett klimatavtal. Det målet uppnåddes i och med att för första gången i historien komma överens om ett klimatavtal, Parisavtalet, där inget medlemsland blockerade beslutet. Avtalet förbinder alla länder juridiskt till att minska sina utsläpp av växthusgaser för att begränsa jordens uppvärmning till 1,5 grader Celsius i jämförelse med jordens temperatur vid industrialismens början, slutet av 1700-talet.

För att nå dessa mål behöver användningen av fossila bränslen i energisystemet kraftigt minskas samtidigt som användningen av förnybar energi måste öka. Omställningen till ett hållbart energisystem med förnybar energi är inte smärtfri i och med att hållbarhet mäts i social-, ekonomisk- och ekologiskhållbarhet. Alla tre perspektiven är viktiga för samhällets fortsatta utveckling.

En av de främsta orsakerna till varför användningen av fossila bränslen är bra är pålitligheten.

Användningen av fossilt bränsle påverkas inte av yttre omständigheter i samma utsträckning som förnybar energi gör. Det har gjort att elutbudet är enkelt att förutse och att elproduktionens tillförlitlighet är stor.

Förnybar energi är i stor utsträckning intermittent vilket orsakar en diskontinuitet i

elförsörjningen. Det här leder, i motsatts till användningen av fossila bränslen, till att det är

svårt att förutse elutbudet och att tillförlitligheten är låg. För att motverka detta kan

energilagring användas. När elutbudet är högre än efterfrågan kan överskottet lagras med

energilagringstekniker för att sedan användas vid ett senare tillfälle när efterfrågan av el är

större än elutbudet. Därmed skulle en balans i elnätet lättare uppnås trots en stor användning

av intermittent elproduktion.

2

2 Problemformulering

Varje år konsumerar stålindustrin stora mänger elektricitet för att driva sin produktion. Det här gör dem till en av de mest elintensiva elanvändarna på elmarknaden. Elpriset och elutbudet har därför en stor betydelse för stålindustrin eftersom att elprisfluktuationer och diskontinuiteter i elförsörjningen kan innebära produktionsproblem och höga kostnader.

För detta arbete analyseras en ljusbågsugn där stora mängder elektricitet konsumeras under hela dygnet vilket orsakar kraftiga svängningar i elkostnaden, beroende på när på dygnet elen köps. För att undvika detta kan energilagring användas. Elen kan köpas och lagras när den är som billigast för att sedan användas vid effekttoppar i stålproduktionen eller när elpriset är som högst.

Genom att undersöka, granska och jämföra olika energilagringstekniker för elektricitet urskiljs den mest lämpliga energilagringstekniken för stålproduktion med ljusbågsugn. Med en vald energilagringsteknik kan konkreta beräkningar utföras för att utvärdera investeringskostnaden och lönsamheten.

2.1 Syfte och mål

Syftet med den här rapporten är dels att ge en övergripande bild över de energilagringstekniker som finns. Samt att urskilja lämpliga energilagringstekniker för valt användningsområde och undersöka implementeringskostnaden samt lönsamheten för bäst lämpad energilagringsteknik. De konkreta målen med den här studien är att:

● Undersöka och granska de olika energilagringsteknikerna

● Jämföra energilagringsteknikerna och urskilja lämplig teknik för valt användningsområde

● Beräkna implementeringskostnaden för utvald energilagringsteknik för valt användningsområde och fastställa lönsamheten

3 Elmarknad

Elmarknaden har inte alltid sett ut som den gör idag. Nya regler infördes när den svenska

elmarknaden avreglerades den första januari 1996. Konkurrens för elhandel och elproduktion

gjordes möjlig och de regleringar som förhindrade elhandel avskaffades. Syftet med

avregleringen var att, med en friare marknad, öka konkurrensen inom elförsörjningen samt att

3

ge konsumenterna en större valfrihet bland elförsörjningsaktörer. Elnätet förblev däremot ett monopol vilket det fortfarande är idag.

Förutsättningarna för en mer effektiv elprissättning ökade i samband med att konkurrensen gjordes möjlig i och med avregleringen av den svenska elmarknaden. Elmarknaden är idag nordisk och ingår som en del av den nordvästeuropeiska elmarknaden. Inom EU finns en politisk målsättning att skapa en gemensam elmarknad där konsumenter ska kunna köpa el från elförsörjningsaktörer runt om i hela Europa (Ei).

Elmarknaden består av olika aktörer, se figur 2, som berörs av olika regelverk. Först i kedjan är elproducenterna som producerar elen med olika kraftverk som de äger. Elproducenter är stora bolag som bedriver elproduktion med flera olika typer av kraftverk. Exempel på aktörer är Vattenfall, E.ON och Fortum. Nätägare är den samling företag som sköter den fysiska transporten av elen från producent till kund. De äger också stamnätet, regionsnätet och lokalnätet det vill säga den infrastruktur som elen transporteras på. Nätägarna har även ensamrätt på eltransporten för sitt geografiska område. Företaget som driver och förvaltar elnätet i Sverige är Svenska Kraftnät.

Nästintill all elhandel i Norden sker på Nord Pol Spot vilket är den nordiska elbörsen.

Ungefär 90 procent av all elproduktion säljs direkt till Nord Pol Spot som möjliggör elhandel på en fysisk marknad (Svensk Energi). Den finansiella handeln sker via Nasdaq OMX Commodities.

Det finns olika sätt att sälja och köpa elen. På den fysiska marknaden finns elspot och elbas.

Elspot är en 24-timmars marknad med kortsiktig handel med fysiska elkontrakt där spotpriset fastställs 24 timmar i förväg för varje timme på dygnet. Spotpriset baseras på de köp- och säljbud som sker i det specifika området. Elbas är en fysisk justeringsmarknad med timkontrakt där kontinuerlig handel sker. För att säkra mot variationer i spotpriset används den finansiella marknaden där elpriset kan säkras upp till tio år med olika finansiella produkter. Även handel med utsläppsrätter sker på den finansiella marknaden. Slutligen sker även en del av handeln genom att avtal tecknas mellan två aktörer, så kallade bilaterala kontrakt (Svensk Energi).

Slutkonsumenten är hushåll, arbetsplatser, butiker, industrier med mera, som gemensamt

kallas elanvändare. För elanvändaren krävs både ett avtal med områdets nätägare samt

elhandlaren. Elhandlare är företag som säljer elen till elanvändaren. De köper den mängd el

som deras kunder förbrukar via Nord Pol Spot eller den finansiella marknaden för att sedan

sälja den vidare till elanvändaren.

4

Figur 2. Bilden är hämtad från svenskakraftnät.se och visar elmarknadens huvudkomponenter och hur dessa är sammanlänkade.

3.1 Elpris

Elpriset styrs utifrån utbud och efterfrågan samt produktionskostnaden för elektriciteten vid

given tidpunkt. Utöver elpriset tillkommer även en energiskatt samt moms på slutpris till

kund. Jämvikt mellan utbud och efterfrågan samt att producera elektriciteten så billigt som

möjligt eftersträvas. De produktionsanläggningar med lägst produktionskostnad är oftast de

som används först vid elproduktion. När efterfrågan på elektriciteten ökar används de dyrare

produktionsanläggningarna vilket får elpriset att stiga. Produktionskostnaderna, beroende på

hur elektriciteten har producerats illustreras i figur 3.

5

Figur 3. Figuren är hämtad från Energimarknadsinspektionen och visar rörliga kostnader för olika produktionsanläggningar (Ei).

Figur 3 illustrerar att elpriset ökar snabbt när efterfrågan är stor. Att elpriset är högt när efterfrågan är stor beror på att de rörliga kostnaderna skiljer sig åt beroende på vilket kraftverk som använts. De rörliga kostnaderna består till exempel av skatter och bränslekostnader. Vindkraft och vattenkraft har låga rörliga kostnader medan kraftverk som drivs av kol, olja eller gas har höga rörliga kostnader.

Årstid och väder påverkar elpriset eftersom vissa kraftverk är beroende av väderförhållandena. Över 40 procent (Svensk Energi) av den svenska elproduktionen kommer från vattenkraft som är beroende av vattenmängden i dammar och vattendrag. Det innebär att vid torra perioder stiger elpriset och på samma sätt ger perioder med mycket nederbörd ett lägre elpris. Vindkraft och andra intermittenta kraftverk ger fluktuationer på elpriset eftersom de inte producerar el kontinuerligt.

Sedan år 2011 är Sverige indelat i fyra elområden, vilka illustreras i figur 4, vilket tidvis kan

ge ett varierande elpris beroende på vilket område man befinner sig i. Generellt sätt är elen

billigare i norr då det ofta finns ett större utbud på el där jämfört med den södra delen av

Sverige. Hur ofta och med hur mycket priserna skiljer sig åt mellan norr och söder är oftast

svårt att förutsäga.

6

Figur 4. Bilden visar de elområden Sverige är uppdelade i (Ei).

I figur 5 illustreras hur elpriset kan variera beroende på hur utbudet förhåller sig till efterfrågan.

7

Figur 5. Grafen illustrerar hur elpriset varierar under dygnet för år 2015.

Figur 5 visar att elpriset är som lägst under natten då efterfrågan på el inte är stor. På samma sätt fås det högsta elpriset under dag- och kvällstid då efterfrågan på el är som störst.

4 Energilagringstekniker

I det här kapitlet presenteras de energilagringstekniker som har undersökts. I figur 6 visas dem i en övergripande bild där det framgår hur de är grupperade beroende på hur energiomvandlingen i lagringsprocessen sker.

Figur 6. Figuren illusterar de olika energilagringsteknikerna och hur de är grupperade

beroende på hur energiomvandlingen i lagringsprocessen sker (IVA, 2015).

8

4.1 Pumpkraftverk

Pumpkraftverk, PHES (Pumped hydro energy storage), bygger på principen att lagra potentiell energi genom att pumpa upp vatten med låg lägesenergi från en reservoar på lägre höjd till en reservoar på högre höjd. När efterfrågan på elektriciteten och elpriset är lågt fungerar kraftverket som en pumpstation och pumpar upp vattnet till den högre belägna reservoaren. Vid senare tillfälle när efterfrågan på elektriciteten är hög frigör man vattnet från den högre belägna reservoaren och låter vattnet driva en turbin som är ansluten till en generator, där lägesenergin från vattnet omvandlas till elektrisk energi. En schematisk bild av hur ett generellt pumpkraftverk ser ut visas i figur 7.

Figur 7. Utseende för ett generellt pumpkraftverk (IVA, 2015).

Pumpkraftverk tillhör den mest mogna och utbredda energilagringstekniken för storskalig

energilagring. År 2012 rapporterade Electric Power Research Institute att minst 99 procent av

all lagrad energi kommer från pumpkraftverk (Rehman m.fl. 2015). Det finns idag cirka 300

installerade anläggningar i världen (Deane, m.fl., 2010) med en sammanlagd effekt på cirka

127 GW (The Economist, 2012). Pumpkraftverkens kapacitet ligger vanligtvis mellan 100-

3000 MW (Chen, m.fl., 2009) men kan sträcka sig upp till 5000 MW beroende på dammens

storlek och höjdskillnaden (IVA, 2015). Urladdningstiden för pumpkraftverk ligger på 1-24

timmar (Chen, m.fl., 2009). Självurladdning för tekniken är låg med ett värde av 0,0-0,5

procent per dygn (IVA, 2015).

9

Verkningsgraden för pumpkraftverk ligger i normala fall mellan 70 och 80 procent men kan sträcka sig upp till 85 procent (Rehman, m.fl., 2015; IVA, 2015). Tekniken har en energidensitet på cirka 0,5-1,5 Wh/kg (Chen, m.fl., 2009). Energiförluster finns i form av avdunstning av vatten i reservoaren samt friktionsförluster i pump- och turbinsystemet.

Livslängden för pumpkraftverk är 50-100 år (IVA, 2015; Deane, m.fl., 2010) men antas ofta vara 40-60 år (Chen, m.fl., 2009; Connolly, m.fl., 2011).

Installationer av pumpkraftverk är utbrett över hela världen. I USA, Japan och Kina finns de största anläggningarna. Kostnaden för en anläggning varierar beroende på lokaliseringen och orientering i natur eftersom pumpkraftverk är beroende av geografin. Kostnaden varierar mellan 4500-32400 SEK/kW (IVA, 2015).

Nackdelar med pumpkraftverk är att tekniken är begränsad till geografiska områden där omfattande ingrepp i miljön är nödvändiga vid installation av anläggningen. Anläggningarna är oftast belägna långt bort från slutkund vilket innebär att högspänningsledningar i många fall går igenom naturområden med högt värde (Larsson & Ståhl, 2012).

4.2 Svänghjul

Ett svänghjul är ett tekniskt system som lagrar elektricitet i form av kinetisk energi.

Svänghjulet består av en rotor som kan rotera fritt. Rotorn accelereras med hjälp av en generator, vilket resulterar i att elektricitet lagras som kinetisk energi. Samma generator används för att bromsa rotorn och därmed omvandlas den lagrade energin till elektricitet. För att minska energiförlusterna försluts rotorn i ett kärl med partiellt vakuum, minskat tryck.

Magnetiska rullager används för att skapa repulsiva krafter så att rotorn inte ska vidröra omgivande delar.

Svänghjulet kräver en liten plats i förhållande till mängden energi som kan lagras, med en energidensitet på 10-30 Wh/kg (Chen, m.fl., 2009) som kan sträcka sig till 200 Wh/kg (IVA, 2015). Ett exempel på en storskalig anläggning finns i New York och är utvecklad av Beacon Power. Kapaciteten ligger på 20 MW där det är 200 svänghjul om 100 kW (IVA, 2015).

Responstiden är mycket kort och kan aktiveras under korta perioder vilket gör tekniken

lämplig för avbrottsfria kraftförsörjningsanläggningar (Chen, m.fl., 2009). Urladdningstiden

är sekunder till cirka 20 minuter (IVA, 2015) och självurladdningen har ett värde av 100

procent per dygn (Chen, m.fl., 2009). Tekniken används framförallt till dessa anläggningar

men även vid regenerativt inbromsande för fordon. Svänghjul har potentialen att vara

miljövänliga eftersom de inte har några giftiga utsläpp eller producerar växthusgaser

10

(Sebastián, m.fl., 2012). Den risk som finns är ett potentiellt farligt haveri om de belastas med mer energi än vad de enskilda komponenterna klarar av (Dinçer & Rosen, 2010).

Verkningsgraden är hög, omkring 91-96% med en lång livslängd >20 år (Ramli, m.fl., 2015;

Sebastián, m.fl., 2012). Kostnaden för svänghjul ligger på 8435-42175SEK/kWh (Chen, m.fl., 2010). Tekniken har funnits under en längre tid men har inte för än på senare år fått ett uppsving med en ljus framtid (Buchroithner, m.fl., 2012).

4.3 Lagring av tryckluft(CAES)

Tekniken bakom compressed air energy storage, CAES, är en mogen och väl beprövad teknik.

CAES anses tillsammans med PHES vara de mest lämpliga teknikerna för storskalig lagring av energi i nuläget (Grazzini & Milazzo, 2012). Tekniken blev patenterad år 1948 och sedan dess har två stora anläggningar upprättats. Den första anläggningen upprättades år 1978 i Huntorf, Tyskland. Anläggningen har en kapacitet på 290 MW som kan genereras under 2 timmar (Chen m.fl., 2009). Lagringsutrymmet sker i ett cirka 310 000 kubikmeter stort hålrum beläget 600 meter under marknivå (Chen, m.fl., 2009). Den andra anläggningen togs i bruk år 1991 med en kapacitet på 110 MW och är belägen i McIntosh, Alabama (Pickard m.fl., 2009).

Det finns två typer av CAES, traditionell samt AA-CAES, advanced adiabatic CAES.

Kostnaden för vanliga CAES uppskattas till cirka 6000 SEK/kW och för AA-CAES cirka 9600 SEK/kW (IVA, 2015). Kostnaden per installerad kWh har ett intervall på mellan 17-422 SEK (Chen, m.fl., 2009). Tryckluftstekniken har en energidensitet på 30-60 Wh/kg (Chen, m.fl., 2009). Verkningsgraden för traditionella CAES är 42-54 procent och upp till cirka 70 procent för AA-CAES (IVA, 2015). Livslängden för CAES är 20-40 år (Chen, m.fl., 2013) och urladdningstiden är 1-24 timmar (IVA, 2015). Självurladdningen är generellt låg men kan variera mellan 0-10 procent per dygn (IVA, 2015).

Trots att tekniken har funnits i över 30 år och har visat sig vara pålitlig och driftsäker finns det fortfarande bara två anläggningar. Många projekt är emellertid under utveckling (främst i USA men även i Europa) och tekniken förväntas i framtiden stå för en stor del av energilagringen för elnätet (Larsson & Ståhl, 2012; Chen, m.fl., 2013).

4.3.1 Princip bakom CAES och AA-CAES

Den traditionella CAES-tekniken bygger på gasturbinteknologi och fungerar på så sätt att man

komprimerar luft, oftast i underjordiska kammare, när efterfrågan på elektricitet är låg. Senare

11

när efterfrågan på elektriciteten är hög, blandas luften med ett bränsle. Gasen antänds och expanderar vilket driver en turbin. Turbinen är i sin tur kopplad till en generator som producerar elektricitet (Chen, m.fl., 2013).

Vid kompressionen så utvecklas en stor del värme som oftast inte återanvänds varför CAES har en låg verkningsgrad. För att öka verkningsgraden har AA-CAES utvecklats, där värmen från kompressionen tas tillvara på för att öka effektiviteten (IVA, 2015). När värmen från kompressionen istället lagras kan den användas för att värma upp luften och därmed behövs inget bränsle (Pickard, m.fl., 2009). Det innebär att AA-CAES blir ett fossilfritt system som inte emitterar kväve eller koldioxid till atmosfären vilket gör AA-CAES till ett mer miljövänligt alternativ (Chen, m.fl., 2013).

4.4 Supraledande lager

Supraledande lager, SMES, är en teknik för att lagra energi i magnetiska fält. Genom att linda en strömförande krets av supraledande material runt en spole induceras ett magnetfält och energi kan lagras i kretsen. Energilagringssystemet laddas och urladdas snabbt. Urladdningen tar 1-8 sekunder (IVA, 2015). Självurladdningen har ett värde av 10-15 procent per dygn (Chen, m.fl., 2009). Systemet klarar även av många laddningscykler vilket ger en lång livslängd på över 20 år (Chen, m.fl., 2009). Systemet lämpar sig därför för avbrottsfria kraftförsörjningsanläggningar när försörjningen behöver stabiliseras (Larsson & Ståhl, 2012).

Genom att kyla spolen med flytande helium sänks temperaturen till 4,2 Kelvin. Det är 5,6 Kelvin under det superkonduktiva stadium som krävs för att resistansen ska sänkas till önskvärda nivåer (Nielsen & Molinas, 2010). Trots den nedkylning som krävs fås en verkningsgrad på över 90 procent (IVA, 2015), tack vare den låga resistansen.

Trots konceptuella designstudier för uppskalning av SMES där tusentals spolar används för att lagra energin är det osannolikt att de förverkligas då energidensiteten är 0,5-5 Wh/kg (Chen, m.fl., 2009) samt att värmeutvecklingen sätter begränsningar för uppskalning.

Generellt sett är kapaciteten ganska liten då de flesta lösningarna är småskaliga med en maxkapacitet på 10 MW (IVA, 2015). Förmågan att lagra stora mängder energi förblir därför låg i jämförelse med ett pumpkraftverk (Nielsen, 2010). Kostanden ligger på 8435-84350 SEK/kWh vilket gör SMES olämplig ur ett lönsamhetsperspektiv (Chen, m.fl., 2009).

Miljöpåverkan är minimal då inga utsläpp sker vid användning, utan den största nackdelen

med tekniken är de starka magnetfälten som kan vara skadliga för hälsan (Chen, m.fl., 2009).

12

Tekniken är bland dem mest etablerade tekniska lösningarna för högspänning i installationer i Europa, Japan och USA strax efter svänghjul och superkondensatorer (IVA, 2015).

4.5 Superkondensatorer

Kondensatorer består av två elektriskt ledande plattor skilda från varandra av en isolator i fast-, flytande- eller gasform. Isoleringen mellan plattorna är det som hindrar plattorna från att reagera med varandra. Plattorna kan därmed laddas upp och energin lagras i kondensatorn.

Kondensatorer kan laddas betydligt snabbare än vanliga batterier och klarar av tusentals cykler med hög effektivitet. Urladdningstiden för tekniken är millisekunder till sekunder (IVA, 2015). Självurladdningen för tekniken är 20-40 procent per dygn (Chen, m.fl., 2009).

Nackdelen är den låga energidensiteten. Om en stor kondensator behövs, krävs att isolatorn har en stor area vilket gör stora kondensatorer oekonomiska (Chen, m.fl., 2009).

Till skillnad från vanliga kondensatorer lagrar superkondensatorer energi genom att de elektriskt ledande plattorna ofta består av porös kol eller annat material med stor ytarea. Samt att isolatorn byts ut mot en elektrolytlösning vilket ger en energidensitet på 0,1-15 Wh/kg och en verkningsgrad mellan 85-98% (Energihandbok). Det gör att avståndet mellan de elektrisk ledande plattorna minskar och att ytarean blir större vilket i sin tur ger energilagringskapaciteten 0,01-1 MW (IVA, 2015). Det ger en ökning med en faktor på 100 (Chen, m.fl., 2009) jämfört med vanliga kondensatorer. Kostnaden för superkondensatorer är omkring 2531-16870 SEK/kWh (Chen, m.fl., 2009). Tekniken har en livslängd på 10-15 år (Battery University).

Superkondensatorer har potential för att slå igenom som energilagringslösning för elnäten. I länder som USA, Japan och Korea förväntas tekniken bli populär (IVA, 2015).

4.6 Batterier

Det finns olika batterier men huvuddelen av dem bygger på samma princip. Batterier lagrar kemisk energi som omvandlas till elektricitet vid urladdning med hjälp av en kemisk reaktion.

Batteriet består av en eller flera celler där varje cell består av en positiv och en negativ

elektrod, katod och anod, som i sin tur ligger indränkta i en elektrolyt. Vid inkoppling av

systemet sker en jonvandring i elektrolyten, medan elektriciteten genereras genom att

elektroner rör sig genom en ledare från anoden till katoden (Larsson & Ståhl, 2012). Figur 8

visar schematiskt en cell av ett generellt batteri.

13

Figur 8. Schematisk bild över en battericell (Larsson & Ståhl, 2012).

I den här rapporten presenteras de vanligaste batterierna samt de tekniker som är under utveckling och anses lovande inför framtiden.

4.6.1 Blybaserade batterier

Blybatterier har används för applikationer i över hundra år och är den äldsta och mest mogna batteritekniken (Divya & Østergaard, 2009). Tekniken används brett med störst användning inom fordonsindustrin medan en liten del står för reservkraftverk (Larsson & Ståhl, 2012).

Tekniken är begränsad till sin energidensitet på 25-50 Wh/kg (EUROBAT, 2013) vilket gör batterierna stora och tunga i förhållande till mängden lagrad energi. Andra nackdelar är att många blybatterier har en kort livslängd (3-4 år) med enbart 300-500 livscykler (IVA, 2015;

Larsson & Ståhl, 2012).

En anledning till användning av blybaserade batterier är på grund av att tekniken är känd och välanvänd. Det innebär låga kostnader jämfört med andra batteritekniker, runt 422-1871 SEK/kWh (Divya & Østergaard, 2009; EUROBAT, 2013). Verkningsgraden för blybatterier är mellan 70-80 procent (Dinçer & Rosen, 2010). Urladdningstiden för blybatterier är sekunder till timmar och självurladdningen har ett värde av 0,1-0,3 procent per dygn (Chen, m.fl., 2009).

En anläggning som använder sig av storskalig kommersiell lagring med blybatterier befinner sig i Californien-Chino och har en kapacitet på 10 MW (Divya & Østergaard, 2009).

Ur miljö och hälsoperspektiv innehåller blybatterier stora mängder bly och svavelsyra som i

kontakt med djur och miljö kan utgöra skador. För att motverka miljöskador finns det

14

återvinningsprogram upprättade för blybatterier där upp till 98 procent av batteriet går att återvinna (Larsson & Ståhl, 2012).

Forskning och utveckling pågår fortfarande för att minska nackdelarna med blybatterier. Nya typer av blybatterier har tagits fram som ökar antalet livscykler till cirka 2800 med en livslängd på 17 år (IVA, 2015). Det amerikanska företaget Axion har med egenskaper från blybatterier och superkondensatorer utvecklat en teknologi med nästan samma prestanda och livslängd som litiumbatteriet fast till samma pris som ett blybatteri. Tekniken kombinerar den positiva elektroden från ett blybatteri med en negativ elektrod från en superkondensator (Larsson & Ståhl, 2012).

4.6.2 Litiumbaserade Batterier

Den litiumbaserade batteritekniken är relativt ny och blev kommersiell i början av 1990-talet när den lanserades av företaget Sony (Dunn, m.fl., 2011). Tekniken används brett inom den mobila marknaden på grund av en hög energidensitet på 80-200 Wh/kg (IVA, 2015). Den höga energidensiteten ger möjligheten att tillverka små och kompakta batterier. Andra fördelar med litiumbatterier är verkningsgraden på nära 100 procent (Divya & Østergaard, 2009) och antalet livscykler på över 5000 stycken (EUROBAT, 2013). Urladdningstiden för litiumbatterier är minuter till timmar (IVA, 2015). Litiumbatterier har samma självurladdningsnivå som blybatterierna, sekunder till timmar.

Ett annat användningsområde för batteriet är elfordon, där tekniken är lovande. En utmaning är däremot priset på 1680–15400 SEK/kWh (IVA, 2015). Tekniken är fortfarande dyr varför en kostnadsminskning är eftertraktad. Den höga kostnaden leder även till att tekniken inte används i stor skala inom elnätstillämpningar (Larsson & Ståhl, 2012).

En av utmaningarna gällande litiumbatterier är brandsäkerheten. Energidensiteten kombinerat med litiumets förmåga att reagera med syre innebär brandfara vid överhettning (IVA, 2015;

Guerrero-Lemus & Martínez-Duart, 2012). Överladdning av batteriet är därför inte lämpligt varför en skyddsanordning ofta är integrerad i tekniken för att förhindra överladdning.

Ur ett miljö- och hälsoperspektiv är säker utvinning och användning av kobolt, som ofta

används i batteritekniken, viktigt eftersom exponering av kobolt kan ge lungskador och eksem

(Nationalencyklopedin). Kobolt är även dyrt vilket driver utvecklingen framåt för användning

av andra material i litiumbatteritekniken (Larsson & Ståhl, 2012). Över 50 procent av batteriet

går att återvinna (EUROBAT, 2013).

15

4.6.3 Natriumbaserade batterier

Tekniken bakom natriumbaserade batterier utvecklades under 1960-talet och var till en början tänkt för användning för elektriska fordon och hybridfordon (EUROBAT, 2013). Tekniken ansågs inte vara optimal för fordon varför forskningen bytte riktning mot energilagring för elnätet och förnybara elkällor (Leadbetter & Swan, 2012) vilka är de primära användningsområdena idag.

Fördelar med natriumbaserade batterier är hög verkningsgrad på upp mot 89 procent och att tekniken klarar av cirka 4500 laddningscykler (EUROBAT, 2013) med en livslängd på 12 till 20 år (Larsson & Ståhl, 2012). Andra fördelar är hög energidensitet på ca 100-250 Wh/kg (Divya & Østergaard, 2009; Leadbetter & Swan, 2012) och att batterierna är tillverkade av relativt billiga och ofarliga material. Kostnaden för tekniken är cirka 4800 SEK/kWh (IVA, 2015). Urladdningstiden för natriumbatterier är sekunder till timmar och självurladdningen har ett värde av cirka 20 procent per dygn (Chen, m.fl., 2009).

Nackdelar med tekniken är bland annat den höga drifttemperaturen. Batteriet opererar vid temperaturer om 300 till 350 grader Celsius vilket innebär energiförluster i form av värme om batteriet inte är i drift. En annan aspekt att ta hänsyn till är säkerheten då Natrium är reaktivt om det kommer i kontakt med atmosfären (Leadbetter & Swan, 2012).

Anläggningar som utnyttjar natriumbaserade batterier för energilagring är utbredda i världen med störst användning i Japan där det finns över 190 anläggningar. Japan har en total lagringskapacitet på mellan 270 och 300 MW (Larsson & Ståhl, 2012; ESA) som kan utnyttjas under cirka 6 timmar i streck om det behövs. Den största installerade anläggningen har en kapacitet på 34 MW som är ansluten till en vindkraftspark (ESA). I USA har man installerat anläggningar med en sammanlagd kapacitet på cirka 10 MW (Larsson & Ståhl, 2012) och nya installationer är på väg.

4.6.4 Flödesbatterier

Flödesbatterier skiljer sig åt jämfört med traditionella batterier och kan ses som en kombination av både vanliga batterier och bränsleceller. Den stora skillnaden mellan traditionella batterier och flödesbatterier är lagringen av energin. Traditionella batterier lagrar energin i elektroderna medan flödesbatterier lagrar energin i elektrolyten (ESA).

Flödesbatterier består av två stycken separata behållare som innehåller varsin elektrolyt. De

två behållarna med elektrolyten skapar två halvceller som separeras med ett membran. Via

16

pumpar cirkulerar elektrolyten genom membranet som släpper igenom vätejoner vilket resulterar i en kemisk reaktion som genererar elektricitet (Leadbetter & Swan, 2012; Divya &

Østergaard, 2009). En schematisk bild av hur flödesbatteriet fungerar ses i figur 9.

Figur 9. Schematisk bild av ett flödesbatteri (Leadbetter & Swan, 2012).

Det finns olika typer av flödesbatterier och de generella positiva egenskaperna hos dessa är bland annat minimal till obefintlig självurladdning eftersom elektrolyterna inte kan reagera med varandra när de är placerade i separata tankar (Divya & Østergaard, 2009). Tekniken tillåter även att lagringskapaciteten kan styras genom att göra tankarna större utan att göra avkall på effektkapaciteten. På samma sätt går det att öka arean på membranet för att få ökad effektkapacitet utan att det påverkar lagringskapaciteten (Leadbetter & Swan, 2012). Andra fördelar är lång livslängd och snabb reaktionstid (Larsson & Ståhl, 2012). Kostnaden för tekniken är 1265-8435 SEK/kWh (Leadbetter & Swan, 2012). Urladdningstiden för flödesbatterier är sekunder till 10 timmar (IVA, 2015) och den dagliga självurladdningen är liten (Chen, m.fl., 2009). Tekniken är fortfarande relativt ny och används i liten omfattning och är fortfarande under utveckling.

En av varianterna heter Vanadin Redox (VRB) och patenterades 1986. Energidensiteten hos

VRB är låg och ligger mellan 10-50 Wh/kg (Leadbetter & Swan, 2012; Divya & Østergaard,

2009). Det innebär att tekniken inte gör sig lämplig för mobila applikationer utan ses som ett

alternativ för stationära lösningar. Verkningsgraden har ett intervall på 75-85 procent

(Leadbetter & Swan, 2012; Divya & Østergaard, 2009) och tekniken klarar minst 10 000

laddningscykler (Larsson & Ståhl, 2012). En anläggning som använder sig av VRB i större

skala finns i Sapporo i Japan och har en kapacitet på 4 MW (Larsson & Ståhl, 2012). En

nackdel med denna teknik är drifttemperaturen som måste befinna sig mellan 10 och 35

17

grader Celsius vilket innebär att anläggningen måste ha ett kontrollerat klimat (Leadbetter &

Swan, 2012).

Ur miljösynpunkt anses VRB-tekniken inte innebära några större risker då tekniken varken ger några utsläpp eller farliga restmaterial vid deponering. Laddningsläckage anses obefintligt och byggmaterialet är ofarligt (Larsson & Swan, 2012).

En annan typ av flödesbatterier är zinkbromidbatterier. Denna teknik har en verkningsgrad på cirka 75 procent och en energidensitet på cirka 70 Wh/kg (Divya & Østergaard, 2009).

Tekniken klarar av mer än 2000 laddningscykler (Chen, m.fl., 2009). Zinkbromid är en biprodukt från skaldjur vilket innebär att det finns gott om råmaterial till tekniken (Larsson &

Ståhl, 2012). En leverantör av tekniken är Premium Power som utvecklar en produkt, Homeflow. Produkten är tänkt för hemmabruk i kombination med en intermittent energikälla.

Homeflow ska kunna lagra upp till cirka 30 kWh och klara ett effektuttag på 10 kW, priset kommer att bli cirka 63263 SEK (Larsson & Ståhl, 2012). Företaget hoppas på att priset på deras flödesbatterier ska minska till 2109-2531 SEK/kWh (Larsson & Ståhl, 2012).

4.7 Bränsleceller(vätgas)

För att producera elektricitet med en bränslecell krävs väte. När efterfrågan på elektricitet är låg används den för att producera vätgas. Väte separeras från syre i vatten med elektrolys för att sedan lagras. När efterfrågan på elektriciteten är hög används en bränslecell för att omvandla vätgasen till elektricitet.

En bränslecell är ett system som omvandlar kemisk energi till elektrisk energi.

I bränslecellens uppbyggnad ingår två elektroder, en anod och en katod samt en elektrolyt, en katalysator för elektrolys samt den kemiska reaktion som producerar elektricitet, se figur 10.

Det tillförda vätet joniseras och de fria elektronerna leds via en extern krets i bränslecellen till katoden. Vid katoden möts det joniserade vätet och de fria elektronerna med joniserade syreatomer från det externt tillförda syret. Biprodukterna blir vatten och värme. För att invertera den producerade elektriciteten från likström till växelström används en växelriktare och om det externa bränslet inte är rent väte krävs en bränsleomvandlare.

Bränsleceller kan användas i stor utsträckning både för portabel och stationär energilagring.

Applikationerna innefattar bland annat energilagring för stora elproducenter, tillförlitlig och

miljövänligt bränsle för fordon och kan variera från små till stora system. Bränslecellernas

18

biprodukter, vatten och värme, är ofarliga för miljön vilket gör bränslecellerna till ett lämpligt substitut för fossila bränslen.

Energidensiteten för tekniken varierar beroende på vad för bränsle som används men har ett intervall på 600-1200 Wh/kg för bränsleceller baserade på väte. Kostnaden är 51-169 SEK/kWh. Kapaciteten för bränsleceller kan sträcka sig upp till 50 MW (Chen, m.fl., 2009).

Ett företag som utvecklar bränsleceller är Bloom Energy. Företaget utreder en installation på 30 MW för Delmarva Power i delstaten Delaware (Larsson & Sthål, 2012).

Verkningsgraden för bränsleceller varierar beroende på vad det externa bränslet består av.

Samt vilken typ av bränslecell det är och om man tar tillvara på den värme som genereras.

Generellt ligger verkningsgraden omkring 40-90 procent (Balakrishnan, 2007). Bränsleceller med vätgas som bränsle har en verkningsgrad på 20-50 procent (Chen, m.fl., 2009).

Livslängden för tekniken är 5-15 år och tekniken har en urladdningstid på sekunder till 24 timmar (Chen, m.fl., 2009). Självurladdningen för bränsleceller är i princip 0 procent per dygn (Chen, m.fl., 2009). Tekniken är i vissa sammanhang etablerad men i det stora hela fortfarande en ovanlig energilagringsmetod. I stor del på grund av det faktum att metoden fortfarande inte är konkurrenskraftig på nuvarande marknad (Larsson & Ståhl, 2012).

Figur 10, bilden visar bränslecellens uppbyggnad(Balakrishnan, 2007).

19

4.8 Sammanställning och jämförelse av energilagringstekniker

I tabellen nedanför visas en överskådlig jämförelse mellan de olika energilagringstekniker

som har presenterats i litteraturstudien där de typiska värdena presenteras för de parametrar

som påverkar valet av energilagringsteknik för stålproduktion med en ljusbågsugn.

20

Tabell 1. Tabellen visar en förenklad bild över hur de olika teknikerna skiljer sig från

varandra utifrån de viktigaste parametrarna.

Teknologi Typisk kapacitet

Typisk Verkningsgrad

Typisk Självurlad

dning per dygn

Typisk Urladdningstid

Typisk Livslän

gd

Utvecklings -stadium

Pumpkraft verk

100-3000 MW

70-80 % 0,0-0,5 % 1-24 h 50-100 år

Mogen

Batterier <34 MW 70-99 % 0,1-20 % s-10 h 3-20 år Mogen/Utv eckling CAES 110-290 MW 42-70 % 0-10 % 1-24 h 20-40 år Mogen/Utv

eckling Bränslecell <50 MW 20-90 % ~ 0 % s-24 h 5-15 år Utveckling

Svänghjul <20 MW 91-96 % 100 % s-20 min >20 år Mogen/Utv eckling

SMES <10 MW 90 % 10-15 % s-8 s >20 år Kommersie

ll/Utvecklin g Superkond

ensatorer

0,01-1 MW 85-98 % 20-40 % ms-s 10-15 år Kommersie ll/Utvecklin

g

Vid val av energilagringsteknik för stålproduktion med ljusbågsugn är kapacitet, självurladdningstid, mognad och urladdningstid essentiella faktorer för att energilagring ska vara möjligt.

Ljusbågsugnens effektförbrukning har normalt ett årligt medelvärde kring 26,6 MW per

timme med stundvisa effekttoppar upp mot 90 MW under en kort tid, se bilaga 2. Det är

därför viktigt att kapaciteten är tillräckligt stor för att kunna utjämna de högsta effekttopparna

som ljusbågsugnen orsakar. Den elektricitet som lagras måste också behållas i så stor

utsträckning som möjligt innan den används för att effektförlusten inte ska bli för stor. Därför

är det viktigt att självurladdningstiden är tillräckligt lång.

21

Eftersom kontinuerlig strömförsörjning är avgörande för en fungerande produktion med låga kostnader är det viktigt att tekniken är mogen och välbeprövad för att inte oförutsägbara elförsörjningsproblem ska uppstå. Urladdningstiden behöver även vara tillräckligt lång för att inte riskera att all energi som lagrats omvandlas innan nästa laddningscykel kan ske.

Svänghjul, SMES och superkondensatorer kan uteslutas på grund av deras höga självurladdning, snabba urladdningshastighet och låga kapacitet. Även bränsleceller utesluts eftersom livslängden är kort samt att verkningsgraden är låg, framförallt för vätebaserade bränsleceller. Dessutom är tekniken fortfarande under utveckling vilket gör tillförlitligheten låg. Däremot har batterier en låg självurladdning, förutom natriumbatterier, en någorlunda bra kapacitet och urladdningstid. Trots det står sig batterier dåligt i jämförelse med CAES och PHES och därför utesluts även batterier. Både CAES och PHES lämpar sig som energilagringsteknik för stålproduktion med en ljusbågsugn. I och med Sveriges landskapsstruktur är PHES ett bättre alternativ på grund av de dammar och höjdskillnader som naturligt existerar i Sverige i jämförelse med antalet lediga gruvor eller hålrum under marken som CAES behöver. Därför väljs PHES som den energilagringsteknik som ska analyseras.

5 Metod

I figur 11 visas ett flödesschema som överblickar den metod som har använts för att

genomföra projektet.

22 av

undersökta

Figur 11. Illustration av arbetsgången för arbetet.

Utifrån litteraturstudien jämförs de olika energilagringsteknikerna för att finna en lämplig energilagringsteknik för ljusbågsugnen. Aspekter att ta hänsyn till gällande val av energilagringsteknik baseras på det data som kan utläsas från litteraturstudien, se tabell 1.

Hänsyn tas även till geografiska förutsättningar.

En lönsamhetsanalys utförs där inhämtning av elpris från Nord Pool spot sker. Vidare tas en beräkningsmodell fram som behandlar investeringskostnader och lönsamhet. För analys av investeringen används Payback-metoden samt Nuvärdesmetoden.

Dataanalysen påvisar ifall det är lönsamt eller inte att investera i vald energilagringsteknik.

Eftersom antaganden och begränsningar utförs kommer det att påverka resultatet. Därför

förekommer det en osäkerhet i analysen. För att ta hänsyn till osäkerheten görs en

känslighetsanalys. Studien avslutas med slutsatser och förslag på framtida arbeten.

23

5.1 Avgränsningar och antaganden

För utförandet av beräkningar och lönsamhetsanalys har följande avgränsningar och antaganden gjorts:

● 2015 års elpriser antas gälla för nästkommande år

● Ljusbågsugnens elförbrukning antas gälla för nästkommande år

● Kostnader som hämtats har omvandlats till SEK med genomsnittskurs gällande år 2015 för dollarn och euron. Dollarn hade ett årsgenomsnitt på 8,435 SEK och euron ett årsgenomsnitt på 9,3572 SEK (Sveriges Riksbank)

● Vid beräkning används ljusbågsugnens medeleffektförbrukning per timme sammanslaget från hela året, se bilaga 2 för medeleffektförbrukning. Timmar då produktionstopp eller underhåll sker är inte inkluderade i medeleffektförbrukningen

● Nord Pool Spots elpriser antas vara elkostnaden för ljusbågsugnen

● Livslängden för pumpkraftverket antas vara 50 år

● Kalkylräntan antas vara 3 %

● Investeringskostnader är hämtade från redan gjorda studier där drift- och underhållskostnader antas vara 1,5 % av investeringskostnaden med en rörlig kostnad på 14,0 SEK/MWh (Connolly, m.fl., 2011)

● Nuvärdesmetoden och Payback-metoden används för de ekonomiska beräkningarna

● För att underlätta beräkningar baseras elpriserna på medelvärdet under hela året för varje enskild timme. Se bilaga 1, där grönmarkerat elpris är de billigaste elpristimmarna då pumpkraftverket går i pumpdrift. De rödmarkerade priserna är de dyraste elpristimmarna då pumpkraftverket i första hand går i turbindrift.

5.2 Beräkningsmodell

För att beräkna investeringskostnaderna och lönsamheten med ett installerat pumpkraftverk för stålproduktion med en ljusbågsugn analyseras fyra olika driftfall med två kostnadsscenarion. Genom att pumpkraftverket pumpar upp vatten till reservoaren när elpriset är som lägst kan den lagrade energin sedan användas för att täcka i första hand effektbehovet för de dyraste elpriserna på dygnet.

Beräkningsgången inleds med att pumpkraftverkets turbineffekt antas efter stålproduktionens effektförbrukning och effekttoppar. Lagringskapaciteten dimensioneras efter pumpdriften.

Därefter undersöks investeringskostnaden för pumpkraftverket. Sedan identifieras de timmar

då elpriset är som högst och lägst på dygnet och ett driftsschema tas fram. Slutligen undersöks

hur stor besparingen är genom att beräkna intäkten för de olika fallens utformning.

24

5.2.1 Dimensionering av pumpkraftverk

Dimensioneringen utgår ifrån pumpkraftverkets turbineffekt i och med att turbinens storlek avgör pumpkraftverkets kapacitet. Eftersom att det existerar stundvisa, korta och stora effekttoppar i stålproduktionen dimensioneras inte pumpkraftverket efter medeleffekten utan det är toppeffekterna som sätter gränsvärdet.

För att klara av de höga effekttoppar, omkring 90 MW, som ibland uppstår i stålproduktionen, se bilaga 2, sätts turbinkapaciteten till 100 MW. Verkningsgraden för turbinen och pumpen antas båda vara 0,92 vilket ger en anläggningsverkningsgrad på 0,85 (Connolly, m.fl., 2011).

Pumpens kapacitet dimensioneras med avseende på turbinkapaciteten och anläggningens verkningsgrad enligt ekvation 1.

T P

tot

C C

= η (1)

Där

står för pumpkapaciteten,

står för turbinkapaciteten och η står för

anläggningsverkningsgraden.

Vilket skapar en laddning- och urladdningscykel med minimalt över- eller underskott av lagrad energi vid maximal pump- och turbindrift (Connolly, m.fl., 2011).

Lagringskapaciteten beräknas enligt ekvation 2.

R P P P

C =C ⋅

η

(2)

Där

står för lagringskapaciteten,

står för pumpkapaciteten, η

står för pumpens verkningsgrad och

står för pumptiden.

5.2.2 Investeringskostnad

Investeringskostnaden för pumpkraftverk varierar med avseende på de geografiska förutsättningarna. Därför existerar det ingen fast investeringskostnad för ett pumpkraftsverk.

Ett rimligt investeringskostnadsintervall för en pumpkraftsanläggning är mellan 4,40-20,30

MSEK/MW enligt redan gjorda studier (Connolly, m.fl., 2011). Utöver investeringskostnaden

för pumpkraftsanläggningen tillkommer ytterligare en investeringskostnad för en

reservoaranläggning (Deane, m.fl., 2010; Connolly, m.fl., 2011; Rehman, m.fl., 2015).

25

Baserat på investeringskostnadsintervallet undersöks två kostnadsscenarion, ett högkostnadsscenario och ett lågkostnadsscenario. De kostnadsscenarion som används redovisas i tabell 2.

Tabell 2. Investeringskostnad för pumpinvestering, turbininvestering och lagringsinvestering för två kostandsscenarion (Connolly, m.fl., 2011).

Kostnadsscenario Pumpinvestering,

(MSEK/MW)

Turbininvestering,

(MSEK/MW)

Reservoarinvestering,

(MSEK/MWh)

Lågkostnad 2,199 2,199 0,07376

Högkostnad 10,15 10,15 0,1475

Utöver investeringskostnaden för pumpkraftverket tillkommer även årliga underhålls- och driftkostnader. De här kostnaderna delas upp i rörliga och fasta kostnader. De fasta kostnaderna beror av en procentsats av den initiala investeringskostnaden medan de rörliga kostnaderna beror av driften av pumpkraftverket (Connolly, m.fl., 2011). Ett pumpkraftverk kännetecknas ofta av en lång livslängd. IVA och Deane m.fl. (2010) nämner en livslängd på 50-100 år och Chen m.fl. (2009) nämner en livslängd på 40-60 år. Connolly m.fl. (2011) nämner att ett pumpkraftverk ofta har en livslängd på minst 40 år där vissa komponenter kan hålla i 100 år. Med hänsyn till de nämnda livslängderna antas livslängden i beräkningarna till 50 år. För avkastningskravet av investeringen antas en kalkylränta till 3 procent. Kalkylräntan antas låg eftersom investeringen är långsiktig. I tabell 3 redovisas värdet på nämnda parametrar.

Tabell 3. Värden på årliga drift- och underhållskostnader, livslängd och kalkylränta (Connolly, m.fl., 2011).

Antaganden om fasta och rörliga parametrar

Värde Enhet

Pumpens rörliga drift- och underhållskostnader,

&

D U

7,0 SEK/MWh

Turbinens rörliga drift- och underhållskostnader,

&

D U

7,0 SEK/MWh

26

Fasta drift- och underhålls

kostnader, D & U

1,5 % av grundinvestering

Livslängd 50 år

Kalkylränta 3 %

Utifrån investeringskostnaderna och drift- och underhållskostnaderna beräknas grundinvesteringen enligt ekvation 3 och den årliga driftkostnaden enligt ekvation 4 (Connolly, m.fl., 2011).

P P T T R R

G=I ⋅C + ⋅I C +I ⋅C

(3)

Där G står för grundinvesteringen,

för pumpinvesteringen,

för turbininvesteringen och

för reservoarinvesteringen.

,

och

står respektive för pumpkapaciteten, turbinkapaciteten och lagringskapaciteten för reservoaren.

, , , ,

& & &

årlig fast P rörlig P årlig T rörlig T årlig

DK = D U ⋅ + G D U ⋅ P + D U ⋅ P (4)

Där DK

står för den årliga driftkostnaden, D & U

står för fasta drift- och

underhållskostnader, G står för grundinvesteringen, D & U

står för rörliga drift- och underhållskostnader för pumpen, P

står för pumpens årliga effektförbrukning,

&

D U står för rörliga drift- och underhållskostnader för turbinen och P

står för turbinens årliga effektförbrukning

Den årliga intäkten beräknas med ekvation 5.

årlig årlig årlig

a = DV − DK

Där a

står för den årliga intäkten, DV

står för den vinst som uppkommer i och med

differensen mellan priset på den inköpta elen vid pumpdrift och vad elpriset är vid turbindrift

då pumpkraftverket försörjer ljusbågsugnen med elektricitet istället för elnätet. Den årliga

driftkostnaden beskrivs i ekvation 4.

27

5.2.3 Ekonomiska beräkningar

För att undersöka investeringens lönsamhet används två stycken ekonomiska beräkningsmetoder. De ekonomiska beräkningsmetoderna som används är Nuvärdesmetoden och Payback-metoden.

Nuvärdesmetoden är en av de vanligaste metoderna för investeringskalkylering inom stora företag. Metoden utgår ifrån att en grundinvestering görs varpå de framtida in- och utbetalningarna jämförs med varandra och räknas om till ett nuvärde för att analysera lönsamheten. Nuvärdet beräknas med ekvation 6. Värdet av nuvärdet beskriver vad kommande inbetalningsöverskott är värda vid tidpunkten för investeringsbeslutet (Skärvad &

Olsson, 2014).

( )

(

)

årlig

r NV a

r

− + −

= ⋅ (6)

Där

är nuvärdet, a

är den årliga intäkten, r är kalkylräntan och n är den antagna livslängden för pumpkraftverket.

Om flera alternativ med positivt kapitalvärde presenteras och ett beslut behöver tas kan Nuvärdesmetoden vara missvisande eftersom metoden gynnar större grundinvesteringar. För att rangordna och jämföra de olika stora grundinvesteringarnas lönsamhet används kapitalvärdeskvoten som ger information om den relativa lönsamheten av grundinvesteringen i förhållande till kapitalvärdet. Kapitalvärdeskvoten, NNK, beräknas enligt ekvation 7. Vid positiv kvot anses investeringen lönsam (Skärvad & Olsson, 2014).

NV G

NNK G

= −

Där

är kapitalvärdeskvoten,

är nuvärdet och

är grundinvesteringen.

Payback-metoden är en enkel metod för investeringskalkylering som passar för större investeringar. Metoden tar inte hänsyn till kalkylräntan utan utgår enbart från de framtida inbetalningsöverskotten och undersöker hur lång tid det tar innan grundinvestering är återbetald. Ekvationen för Payback-metoden ges av ekvation 8(Skärvad & Olsson, 2014).

årlig

T G

= a

28

Där T är återbetalningstiden,

är grundinvesteringen och a

är den årliga intäkten.

5.3 Driftschema

De fyra pumpdriftsfall som analyseras är pumpdrift i två, tre, fyra respektive fem timmar vilket genererar fyra olika lagringskapaciteter. Pumpdriftfallen har antagits utefter ljusbågsugnens dagliga medeleffektförbrukning och antalet timmar då elpriset är lågt respektive högt. Utgångspunkten för varje fall är att pumpkraftverket ska kunna täcka effektbehovet för de timmar då elpriset är som dyrast under dygnet. Om pumpen är i drift i fler timmar kommer mer energi att lagras och en större del av ljusbågsugnens effektbehov kommer att täckas. Trots detta är det inte nödvändigtvis mer lönsamt med fler pumpdriftstimmar i och med att för lönsam turbindrift antas att elpriset vid drift inte får överstiga inköpspriset dividerat med anläggningsverkningsgraden för pumpkraftverket. Vid för många pumpdriftstimmar blir lagringskapaciteten överdimensionerad med avseende på ljusbågsugnens dagliga effektförbrukning. Därför analyseras de olika fallen för att ta fram en rimlig driftstid för pumpkraftverket ur ett lönsamhetsperspektiv. Vid driftfallen genererar pumpen full effekt i pumpdrift medan turbinen genererar medeleffektförbrukningen för ljusbågsugnen i turbindrift. All lagrad energi antags omvandlas till elektricitet varje dag. Det innebär att turbinen i dessa driftfall alltid kommer att gå i fler drifttimmar än vad pumpen gör.

Nedan följer ett exempel på en driftcykel för pumpdrift i x timmar och beräkningsgången.

1. Pumpkraftverket går i pumpdrift i x timmar. De x billigaste eltimmarna identifieras utifrån bilaga 1 och medelvärdet av dessa x timmar beräknas och används som inköpspris för de x timmarna.

2. Utifrån hur mycket energi som har lagrats beräknas hur många timmar turbinen behöver gå i drift utifrån ljusbågsugnens medeleffektförbrukning.

3. Utifrån hur många timmar pumpkraftverket behöver gå i turbindrift identifieras de dyraste eltimmarna utifrån bilaga 1 och ett medelvärde av dessa beräknas för att användas som inköpspris av elen.

4. Driftvinsten beräknas sedan ut som differensen mellan elkostnaden vid turbindrift och elkostnaden vid pumpdrift.

6 Känslighetsanalys

För att ta hänsyn till osäkerheten i de antaganden som gjorts utförs en känslighetsanalys där

vissa parametrar störs med en procentsats. I det här fallet undersöks hur en förändring av

turbinkapacitet, drift- och underhållskostnader och elpris kan påverka resultatet. I

29

undersökningen kommer varje parameter att störas en i taget. Även en undersökning där både turbinkapaciteten, drift- och underhållskostnaderna och elpriset störs samtidigt utförs.

Eftersom investeringskostnaden är beroende av kapaciteten för pumpkraftverket kan den minskas genom att förändra turbinkapaciteten med -50 procent till 50 MW. Det innebär att pumpkraftverket inte kommer att kunna ta hand om de stundvis höga toppeffekterna på cirka 90 MW för ljusbågsugnen. Pumpkraftverket kommer fortfarande vara kapabelt till att ta hand om den högsta noterbara medeltimförbrukningen på strax under 50 MW, se bilaga 2. Ingen analys görs på hur en ökning av turbinkapaciteten skulle påverka resultatet eftersom det ger ett överdimensionerat pumpkraftverk gentemot ljusbågsugnen.

De antagna drift- och underhållskostnader hämtade från redan gjord studie störs med -50 procent för att undersöka hur en minskning av dessa kan få ned kostnaden och öka lönsamheten. Analys av högre kostnader för drift- och underhåll anses inte intressant att undersöka i det här fallet eftersom det enbart resulterar i sämre lönsamhet.

Eftersom det är osäkert hur energisystemen kommer att se ut i framtiden kan elpriset variera.

Om exempelvis kärnkraften avvecklas förväntas det ge ökade elpriser. En störning av elpriset på 20 procent antas därför rimligt.

7 Resultat och diskussion

I det här kapitlet presenteras resultatet med tillhörande känslighetsanalys. Resultaten presenteras i tabellform följt av ett förklarande resonemang och diskussion. Utöver tabellform presenteras även nuvärdet i diagramform.

I tabell 4 och 5 redovisas resultatet från lågkostnadsscenariot respektive högkostnadsscenariot med pumpdrift i två, tre, fyra respektive fem timmar.

Tabell 4. Resultat för lågkostnadsscenario.

Pumpdrift [h]

Grundinveste ring [MSEK]

Årlig Driftkostnad

[MSEK]

Årlig Driftvinst

[MSEK]

Årlig Intäkt [MSEK]

Återbetalnin gstid [År]

2 496,0 8,550 2,200 -6,350 ∞

3 503,8 9,229 2,846 -6,383 ∞

4 512,0 9,910 3,140 -6,770 ∞

30

5 519,8 10,58 2,342 -8,242 ∞

Tabell 5. Resultat för högkostnadsscenario.

Pumpdrift [h]

Grundinveste ring [MSEK]

Årlig Driftkostnad

[MSEK]

Årlig Driftvinst

[MSEK]

Årlig Intäkt [MSEK]

Återbetalnin gstid [År]

2 2246 34,80 2,200 -32,60 ∞

3 2263 35,61 2,846 -32,76 ∞

4 2279 36,40 3,140 -33,26 ∞

5 2295 37,21 2,342 -34,86 ∞

I tabell 4 och 5 går det att urskilja att för samtliga fall erhålls en negativ årlig intäkt vilket resulterar i en olönsam investering. Resultatet visar en minsta årlig förlust på 6,350 MSEK vid pumpdrift i 2 timmar för lågkostnadsscenariot och en högsta årlig förlust på 34,86 MSEK vid pumpdrift i fem timmar för högkostnadsscenariot. Samtliga fall som undersöks har en årlig driftvinst eftersom att skillnaden i elpriset vid pump- respektive turbindrift är tillräckligt stor för att täcka energiomvandlingsförlusten orsakad av anläggningsverkningsgraden för pumpkraftverket. Dessvärre är denna inte tillräckligt stor för att täcka den årliga driftkostnaden vilket gör samtliga fall olönsamma med en oändligt lång återbetalningstid.

Resultatet visar även en kontinuerligt ökande driftvinst från pumpdrift i två timmar till och med fyra timmar. Från pumpdrift i fyra timmar till fem timmar sjunker driftvinsten.

Anledningen till att driftvinsten kontinuerligt stiger med pumpdriftstiden för att sedan sjunka beror på variationen i elpriset vid turbindrift. För lönsam turbindrift måste elpriset då turbinen är i drift överstiga vad elpriset var vid pumpdrift med minst 15 procent på grund av anläggningsverkningsgraden. Upp till och med cirka fyra timmars pumpdrift stämmer detta för elpriset vilket innebär en ökad driftvinst i takt med längre pumpdrift. Eftersom med större lagringskapacitet kan en större del av ljusbågsugnens effektbehov tillgodoses. Efter fyra pumpdriftstimmar har lagringskapaciteten passerat sin ideala storlek. Det innebär att under de sista turbindriftstimmarna, orsakade av pumpdrift i fem timmar, är elpriset inte tillräckligt dyrt för att turbindrift ska vara lönsamt. Trots detta tilläts ändå turbindrift under dessa timmar då driftschemat utgick från daglig upp- och urladdning.

I tabell 6 och 7 redovisas resultaten från de ekonomiska beräkningarna av nuvärdesmetoden

och kapitalvärdeskvoten.