Tema: Energilagring. Foto: Colourbox 

Energilagring og fremtidens energisystem

af: Hans-Henrik Lindboe, Partner i Ea Energianalyse


Energilagring har altid tjent de samme to grundformål, nemlig at udjævne forskellen mellem produktion og forbrug og at sikre energi til vanskelige tider. Ea Energianalyse giver et overblik over energilagring i dag og et bud på fremtidens lagringsmuligheder, når vi i højere og højere grad skifter til fluktuerende energikilder.

Fra gammel tid har vi som mennesker kæmpet med at finde og kontrollere den energi, som er nødvendig for at opretholde livet: Mad til os selv og vores husdyr, varme, og sidenhen også lys og energi til vores produktions- og transportmaskiner.

Energilagring har vi kendt til længe i form af brændestabler, kornkamre, kulbunker og olie- og gaslagre. Også strøm lagrer vi nu, især bilernes blybatterier og i elbilens, computerens og elværtøjets lithiumbatterier.

Til det varme vand i vores huse har mange en varmtvandsbeholder stående, som langsomt fyldes op gennem fjernvarmeveksleren eller gasfyret, for så at kunne levere nok varmt vand, selvom hele familien skal i bad indenfor samme halve time på en hverdagsmorgen.

Energilagring er lig med forsyningssikkerhed. Lagring sikrer, at efterårets kornhøst strækker hele året, at mobiltelefonens skærm kan lyse hele dagen, og at vi også har olieforsyning i krisetider.

100 procent vedvarende energi

Det politisk bestemte mål er, at energiforbruget skal sænkes, og at vi skal omstilles til 100 procent vedvarende energi i 2050, altså i løbet af de næste knap 35 år.

Når vi hos Ea Energianalyse arbejder med energiscenarier, så indregner vi som regel hele samfundets energiomsætning, bortset fra mad og foder. Men restprodukterne fra mad og foder indgår dog alligevel som husholdningsaffald og som råvarer til produktion af biogas.

Danmarks samlede energiforbrug til rumvarme, transport, lys, produktion og services udgjorde i 2015 720 Petajoule, hvoraf knap en tredjedel er vedvarende energi - hovedparten heraf biomasse.

Foto: Figur 1: Danmarks faktiske energiforbrug 2015. Knap en tredjedel udgøres af VE, hvoraf godt to tredjedele er biomasse.

Biomasse til fly og tung trafik

Biomasse ventes at få en stigende rolle i den danske energiforsyning over de kommende år.

Da der globalt set er grænser for, hvor meget biomasse der kan anvendes i energiforsyningen, er det muligt, at vi kun vil sigte mod at anvende 100 – 200 PJ biomasse i den danske energisektor. En stor del heraf skal sandsynligvis anvendes til produktion af biobrændstoffer til fly og tung transport, når hele verden skal ophøre med at anvende kul, olie og naturgas.

Og biomassens ressourcebegrænsninger peger i retning af, at såkaldt fluktuerende teknologier som vind og sol får en helt dominerende rolle i el- og varmeforsyningen. Det betyder også, at elektricitet så vidt muligt skal erstatte alle typer brændsler, hvor det er muligt - også i transportsektoren.

Lagring er fremtidens udfordring

Hvor vind og sol i dag står for 25 procent af elforsyningen i Danmark, skal måske 90 procent af elforsyningen dækkes af vind og sol i 2050. Og denne udvikling skal ske, samtidig med at de fluktuerende energikilder også vil udgøre hjertet i elforsyningerne i landene omkring os.

Fremtidens udfordring er, at vi skal lære at lagre elektricitet i en helt anden skala end tidligere, fordi vi i stigende grad kun kan producere strøm, når vinden blæser, og solen skinner. Og igen skal vi kunne lagre både til de daglige udsving i forbruget, men også være forberedt til anstrengte situationer, hvor vinden måske ikke blæser i en hel uge.

El og varme skal spille aktivt sammen

Lagring af en energienhed varmt vand i damvarmelagre koster mindre end tre procent af, hvad det koster at lagre el i et elektrokemisk lager - selv med de mest optimistiske fremskrivninger frem mod 2030 (100 USD/kWh).

Det betyder, at integrerede energisystemer, hvor el og varme spiller aktivt sammen, har potentiale til markant billigere integration af vind og sol. Alene af den grund er det vigtigt af sætte skub på varmepumpeudviklingen i fjernvarmesektoren, og helst i kombination med varmelagringsprojekter.

Internationalt samarbejde skal udvikles

Nye elektrokemiske elbatterier kræver betydelige og jævnlige prisforskelle i elsystemet, før den type batterier bliver rentable. Scenarieanalyserne viser, at prisen skal ned under 200 USD/kWh, før de for alvor finder udbredelse som integrationsteknologi for vind og sol.

Et særligt interessant spørgsmål her er, hvordan batterierne i den voksende elbilsflåde mest meningsfuldt kan stilles til rådighed for resten af energisystemet. Skal det kun ske ved intelligent opladning, eller vil bilerne også i stort omfang kunne sende strømmen tilbage til nettet når elpriserne er høje?

Og imens lagerkapaciteten udvikles og udbygges, både for varmt vand og elbatterier, så kan vi fortsætte og udvikle det gode samarbejde med lande, som allerede råder over de store vandkraftlagre. Samarbejdet mellem landene er en af de vigtigste forudsætninger for at få meget mere vind og sol ind i energisystemet til relativt lave omkostninger.   

Mulige løsninger i 2050

Det er vigtigt at slå fast, at selvom det grønne energisystem i 2050 er markant forskelligt fra energisystemet anno 2015, så kender vi sandsynligvis allerede nu hovedelementerne i de fremtidens energisystem: Vind, sol, energilagring, fleksibilitet og backupsystemer baseret på biomasse, biogas og måske brint.

Vandkraft og elnet

Hvor lagring af varmt vand ”i gamle dage” især var noget, der foregik i den enkelte husholdning, blev der op igennem 1990’erne etableret varmtvandslagre ved mange af de decentrale kraftvarmeværker, så de kunne producere strøm, når elprisen var høj, og så tappe vand fra lageret om natten, når elprisen var lav.

Gennem de seneste 10 år er der i forbindelse med solvarmeanlæg også etableret kæmpe damvarmelagre med nok energilagring til varmeforsyning af lokalområdet i uger eller endda i flere måneder.

I fremtidens energisystem vil værdien af sådanne varmelagre stige, så fx varmepumper kan producere til lager, når vinden blæser, og backup-kraftvarmeværker producere til lager i vindstille perioder.

Danske erfaringer viser, at store damvarmelagre kan etableres og tilsluttes til en samlet omkostning på 10.000 – 20.000 kr./MWh lagerkapacitet, i nogle tilfælde mindre.

Foto: Arcon Sunmark. Vojens Fjernvarme

Vandkraft og elnet

I Europa findes især to områder, hvor vandkraften har stor betydning, og det er i Norge/Sverige og i områder omkring alperne.

En del af vandkraften produceres ved at tappe fra højtliggende søer (vandlagre), sende vandet igennem turbiner og videre til lavtliggende søer eller havet. Nogle steder kan vandet endda pumpes tilbage igen, hvilket udvider lagermulighederne.

Det er enorme mængder el, der kan produceres, når der tappes fra disse lagre. Samlet set svarer det til fem-seks gange Danmarks samlede årlige elforbrug.

Ved at sikre et godt og kraftigt elnet, der binder landene sammen - og med de rigtige markedsregler - vil også Danmark få gavn af disse lagre. Allerede i dag sender vindstille perioder i Danmark signal til ejerne af vandmagasinerne om, at nu skal der tappes og produceres strøm.

Den store fordel ved de store vandkraft-lagre er, at de allerede er etableret. Ea Energianalyse har igennem nogle år analyseret på det Europæiske energisystem frem mod 2050. Og analyserne viser, at de eksisterende vandkraftlagre, i kombination med udbygning af varmepumpe/varmelagerløsninger, kan danne grundlag for, at over 70 procent af elforsyningen i Europa kan baseres på vind og sol.

I disse scenarier antages det, at der kan etablere store eltransmissionsforbindelser, når dette er økonomisk samlet set.

Foto: Figur 2: Elproduktion i EU-landene mod 2050 ved høje CO2 kvotepriser og optimeret udbygning af elnettet. I modelområdet udgør vandkraft cirka 15 procent af elproduktionen i 2050, heraf cirka halvdelen med adgang til store vandlagre.

Elektrokemiske teknologier

Udvikling af bærbar PC-teknologi, mobiltelefoner, Accu-håndværktøj og ikke mindst elbiler har øget fokus på udvikling og billiggørelse af forskellige elektrokemiske ellagringsteknologier.

En ny rapport fra IRENA (International Renewable Energy Agency) peger på, at behovet for ellagring vil mangedobles frem mod 2030, og forventningen er, at priserne mere end halveres til cirka 200 USD/kWh.

Andre kilder, herunder Bloomberg, fremskriver endnu hurtigere prisfald. Kittner et al. vurderede i en artikel i Nature Energy, juli 2017, at LiIon batterier kan nærme sig en installationspris på godt 100 USD/kWh allerede i 2020. Det er dog ikke helt klart, om alle installationsomkostninger er med her.

Skal der etableres nye ellagre, fx elektrokemiske, er der fire faktorer der er helt afgørende for økonomien: 1) Investering og levetid 2) tab 3) Prisforskel mellem elektricitet der tilføres og fraføres lageret. 4) Hvor ofte lageret bruges, fx målt som antal årlige cykler.

I Tabel 1 ses en simpel beregning af den nødvendige prisforskel mellem elektricitet der lægges på lager, og elektricitet der tages fra lager, under antagelse om, at lageret koster 200 USD/kWh i investering, forrentes over 20 år med 5 procent, og har et tab på 15 procent.

Hvis lageret anvendes næsten dagligt (300 cykler/år), er det nødvendigt med en prisforskel på 35 øre/kWh. Anvendes lageret knap en gang ugentligt (50 cykler/år), er det nødvendigt med en prisforskel på cairka 2 kr/kWh. Anvendes lageret kun til håndtering af få anstrengte situationer (10 cykler/år), er det nødvendigt med en prisforskel på cirka 10 kr./kWh.

Beregningerne viser, at nye ellagre absolut kan blive en vigtig komponent i fremtidens energisystem, i samspil med mere traditionelle reserver, og som supplement til mere fleksible elforbrugere.

Foto: Tabel 1: Nødvendig prisforskel (øre/kWh) for elbatterier, afhængig af antal op-/afladninger pr. år.