Reglering av energikostnader med hjälp av energilagring i Danmark

Sammanfattning: Energilagring med hjälp av tryckluft (CAES) innebär att luft komprimeras och lagras för att expanderas vid ett senare tillfälle. Tillsammans med pumpkraftverk (pumpning av vatten till en högre liggande vattenreservoar) är komprimerad luft (CAES) de enda kommersiellt gångbara storskaliga energilagringsteknologierna i dagsläget. Utifrån de geologiska förutsättningarna i Danmark utvärderades lönsamheten för två olika typer av CAES-teknologier mer specifikt som teknologi för energihandel. Danmark medverkar i den nordiska elmarknaden och elhandeln sker genom Nord Pool Spot (Elspot) där elpriset fastställs för var timme, dagen innan. Den dagliga prisvariationen år 2013 kunde, utifrån en empirisk analys av max- och minelpris, analyseras där elpriset var särskilt högt respektive särskilt lågt. Huvudmålet med denna rapport var därför att undersöka intäktsmöjligheter genom att med vald energilagringsteknik lagra energi vid lågt elpris för att senare sälja denna energi vid ett högt elpris. I dagsläget finns två CAES-anläggningar; en i Huntorf, Tyskland samt en i Alabama, USA. Ett antal olika fall undersöktes i rapporten. Fyra stycken fall, H1, H2, H3 och H4 ingår i ”Dagens scenario” med liknande och modifierad prestanda som den konventionella CAES-kraftanläggningen i Huntorf. Konventionella CAES-anläggningar använder naturgas i förbränningskammaren för att värma upp luften innan expansionsfasen för att förhindra frysning av turbinerna. Två ytterligare fall, A1 och A2 ingår “Framtidens scenario” som baseras på information från ett projekt kring en planerad avancerad adiabatisk anläggning vid namn ADELE, av energiföretaget RWE i Tyskland. Lönsamheten för Fall H1 beräknades utifrån anläggningen i Huntorfs ursprungliga prestanda med en kompressorkapacitet på 60 MW och en total uteffekt på 290 MW och upp-och urladdningstid på 4 respektive 2 timmar. Fall H2 liknar fall H1 med enda skillnaden att naturgaskonsumtionen antas vara 25 % lägre med införandet av en rekuperator. Fall H3 har en antagen kompressorkapacitet på 480 MW och uteffekt på 580 MW vilket ger en upp-urladdningstid på 1 respektive 1 timme. Fall H4 liknar H3 förutom att naturgaskonsumtionen är 25 % lägre med en med hjälp av en rekuperator. Fall A1 utgår från en upp- och urladdningstid på 8 respektive 4 timmar med en kompressorkapacitet på 200 MW och uteffekt på 260 MW. Fall A2 antas ha en kompressorkapacitet på 1600 MW och uteffekt på 1040 MW vilket ger en upp- och urladdningstid på en respektive en timme. Den ekonomiska beräkningsmodellen utgjörs av två olika investeringskalkyleringar, nuvärdes- och paybackmetoden. Genomförda beräkningar ger att investeringar enligt de betraktade CAES-fallen utifrån givna antaganden inte är lönsamma utifrån de estimerade ekonomiska och tekniska livslängderna. Nettonuvärdeskvoten för de olika fallen sträckte sig från -1 för fall H1 till -0,88 för fall A1. Återbetalningstiden sträckte sig från ingen återbetalningstid alls (fall H1) till 113 år för fall A1. De ekonomiska beräkningarna bör anses som grovt uppskattade och bör endast fungera som en antydan kring den framtida potentialen för CAES som medel för energihandel. Känslighetsanalysen påvisade för de fall som utgick från den konventionella CAES-anläggningen i Huntorf att en sänkning av naturgaspriset gav en stor positiv inverkan på lönsamheten. Generellt för alla de olika fallen var att en minskning av grundinvestering, drifts- och underhållskostnader och fler dagar med större prisvariation gjorde CAES-fallen mer lönsamma. Avancerade adiabatiska CAES-anläggningar, med nödvändiga tekniska framsteg, kan potentiellt bli en del i en framtida hållbar utveckling.