”Orimligt stora lager vätgas för att jämna ut”

”Orimligt stora lager vätgas för att jämna ut”

Bengt Olsson beskriver en energi/effekt-balansmodell för Sveriges elsystem. En av de slutsatser han drar är att vätgasproduktionen skulle kräva enormt stora lager av vätgas. ”Mest bekymmersamt i vindkraftsscenariot är dock den väderberoende produktionen av vätgas som skulle kräva orimligt stora lager för att jämna ut. På nationell nivå får industrin helt enkelt anpassa sig efter den varierande tillgången till vätgas. ”, skriver han.

Mycken diskussion pågår om framtidens elsystem givet den stora påverkan det har för oss alla. Diskussioner kring förnybart och fossilfritt utgår ofta ifrån modeller framtagna av olika myndigheter eller energiorganisationer. Dessa är ofta omfattande och knappast tillgängliga för andra än forskare och specialister. Det är hart när omöjligt att få en insikt i hur resultaten genereras, och vilka förutsättningarna är.  Därför presenteras i denna text en förenklad modell av elsystemet, baserad på balansekvationer och en logisk ”merit order” för de olika kraftslagen. Syftet är att visa att man med relativt enkla medel i ganska hög grad kan replikera de avancerade modeller som ofta används, och att man därigenom lätt kan variera olika aspekter själv för att pröva sina egna scenarier och tillgodogöra sig många insikter om systemet.

Nedan presenteras modellen och simulering av två tänkta framtida elenergisystem. Båda är baserade på Svenska Kraftnäts ”Elektrifiering Förnybart” (EF) scenariot som presenterats i rapporten ”Långsiktig Marknadsanalys 2021”[1]. EF scenariot använder sig huvudsakligen av vindkraft för elproduktion. Vätgasproduktion utgör en signifikant del av elkonsumtionen i scenariot som sammanfattas i Figur 1 nedan. I den här texten simulerar vi både ett vindkrafts och ett kärnkraftsalternativ för behovet 286 TWh el utifrån SvKs EF scenario. Detta behov är uppdelat på 201 TWh ”vanlig” elproduktion samt 85 TWh el för vätgasframställning.

Figur 1. Sammanfattning av SvKs modellscenarier.

 

Resultatet av simulering av vindkraftsscenariot utgående från SvKs EF-scenario presenteras i Figur 2.

Resultat för vindkraftscenariot

Figur 2. Effektuttag/konsumtion för ett 286 TWh vindkraftsscenario liknande SvK EF scenariot, med skalad vindkraft från 2021-2022.

Tabellen nedan visar utdata från simuleringen i Figur 2.

Prod power per year:             305.61 TWh
Load per year:                       286.25 TWh
Produced water per year:        67.07 TWh
Produced wind per year:        221.60 TWh
Produced nuc/heat per year:    14.98 TWh
H2 production per year:            85.18 TWh
Cap. util. electrolyzers:             52.00 %
Curtailed per year                     10.80 TWh
Shortage per year                       0.93 TWh
Max shortage:                             7.40 GW
Max overshot                            32.40 GW
Import per year                           1.97 TWh
Export per year                           9.50 TWh

Tabell 1. Simuleringsresultat från balansmodellen för SvK EF scenariot

Om man jämför simuleringsresultatet ovan med resultaten från SvK i Figur 1 så ser vi att vår enkla modell genererar samma totala energi, ungefär samma vattenkraft, vind + värmekraft, här motsvaras av vind + sol + värme i SvKs modell, och allt balanserar energimässigt. Även total produktion och spill matchar ganska bra även om vår balansmodell ger lite mindre spill och lite mer nettoexport. Den senare skillnaden beror mest på vilken exportkapacitet man antar finnas tillgänglig. (Exportkapaciteten är här godtyckligt satt till 6 GW, minskar man den minskar exporten och spillet ökar och vice versa).

För att förstå elsystemets och modellens dynamik bättre expanderar vi upp simuleringen för Januari 2021 (året för vinddatan i simuleringen). Här kan vi i mer detalj se hur balanseringen sker. Vi ser att när vinden är svag så maxas användandet av vattenkraft och import. Konsumtionen är nere på en nivå som motsvarar noll vätgasproduktion, och den blåa linjen som representerar total tillförd effekt klarar inte hela tiden att möta konsumtionen, varför en brist uppstår (om inte lagrad energi kan tillföras eller ytterligare flex, utöver vätgasflex, kan minska konsumtionen). Vattenkraften slår kraftigt mellan att gå på full effekt vid svag vind till minimieffekt vid stark vind.

Figur 3. Uppförstoring av Januari 2021 från Figur 2

Om man jämför SVKs modell med den här presenterade kan man se en signifikant skillnad i den uppkomna effekt/energibristen efter vätgasflex. I SvKs modell får vi ett underskott på bara 0.046 TWh medan balansmodellen här ger 0.93 TWh brist. Detta är en väsentlig skillnad då den pekar på helt olika behov av energilager som behövs för att häva effektbristen. Skillnaden beror framför allt på hur importen modelleras. I vår balansmodell antas konservativt en importbegränsning på 2.6 GW som motsvarar 70% av den importkapacitet vi har ifrån Norge, som är vår främsta importkälla, och relativt säker sådan givet Norges stora vattenreservoarer.  I modellen antas alltså att andra länder inte kommer att kunna bidra med effekt i ett generellt bristläge (pga korrelation av vindstyrkan i omgivande länder, dvs om brist på vindkraft uppstår i ett land så är det sannolikt också brist i omkringliggande länder). Men om man i vår modell i stället ansätter en importlimit på 7.4 GW (vilket troligen ligger närmare SvKs antaganden) så kommer samma 0.046 TWh brist fås även i vår modell. Detta talar för att antaganden om importmöjligheter kommer att vara viktiga för hur mycket energilagring som kommer att behövas för att mota bristsituationerna i vindkraftsscenariot.

Nästa intressanta observation rör vätgasproduktionen. Produktionen är modellerad i enlighet med SvK enligt passusen som i rapporten säger att ”Dubbla elektrolysörkapaciteten har antagits i scenarierna jämfört med om behovet skulle vara jämnt fördelat under årets timmar”. Tolkas här som att hälften av kapaciteten tas från effekttoppar som annars skulle exporterats/vaskats. Detta ger en total elektrolyskapacitet på 18.7 GW (SvK anger tyvärr inte den totala elektrolysörkapacitet som antas i sin rapport). Denna kommer att utnyttjas till 52% i den här simuleringen. Men mest intressanta är det faktum att produktionen är ojämn och följer vindkraftens variationer. Om man enkelt antar att produktionen går in i ett tänkt energilager och att man med jämn takt, dvs timme för timme matar ut 9.7 GW (= 85 TWh/8760 h) ur lagret kommer lagerfyllnaden se ut som i figuren nedan.

Figur 4. Lagerfyllnad i ett tänkt vätgaslager som fylls på enligt produktionen i Figur 2 men töms i en jämn takt utav 9.7 GWh/h.

 

Som ses balanserar lagret (dvs börjar och slutar på ca 0 GWh), men det blir gigantiskt i storlek, ca 16 TWh. Detta tal kan jämföras med de största energilager som HYBRIT projektet planerar för, som ligger på 100 GWh eller 0.1 TWh. Inget sådant lager finns dock idag, det närmaste som finns att jämföra med är naturgaslagret ”Skallen” i Halland som om det gjordes om till vätgaslager skulle kunna lagra motsvarande 25 GWh energi[2]. Skallen-lagret är troligen det enda i sitt slag (LRC) i hela världen. Givet det orealistiska med att lagra så mycket vätgas får vi alltså på nationell nivå acceptera att tillgången till vätgas kommer att variera med vindkraftsproduktionen.

Motsvarande kärnkraftsscenario

Slutligen kan vi enkelt utvärdera ett alternativt scenario. Nedan har vi valt ett scenario med 50% mer vindkraft än 2020/2021, totalt 41 TWh/år, och fyllt på med ca 13 GW kärnkraft (utöver dagens) för att nå motsvarande elproduktion som i EF scenariot. (Solkraft är ännu inte modellerat men kommer troligen inte att påverka de generella slutsatser som kan dras av modellen).

Figur 5. Alternativt scenario med 50% mer vindkraft än idag och resten, ca 14.5 GW (med 90% kapacitetsfaktor), utbyggd kärnkraft.

Som man ser så uppför sig detta system betydligt ”snällare”. Produktionen matchar konsumtionen hela tiden och vätgasflex behövs inte förutom några vindstilla vinterdagar. Vattenkraften rampas inte upp/ner lika hårt som i första scenariot, vi har inga lager/import problem, bara halva elektrolysörkapaciteten (ca 10 GW) som körs med 100% kapacitetsfaktor och genererar en helt jämn vätgasproduktion. Detaljer hittas i Tabell 2.

Prod power per year:            286.21 TWh
Load per year:                       286.00 TWh
Produced water per year:        67.21 TWh
Produced wind per year:          41.29 TWh
Produced nuc/heat per year:  177.70 TWh
H2 production per year:            85.11 TWh
Cap. util. electrolyzers:              99.95 %
Curtailed per year                       0.00 TWh
Shortage per year                       0.00 TWh
Max shortage:                              0.00 GW
Max overshot                               0.00 GW
Import per year                            0.00 TWh
Export per year                            0.21 TWh

Tabell 2. Simuleringsresultat för alternativscenariot.

Diskussion

Utfallet av de två scenariosimuleringarna visar på att kärnkraftsalternativet ger en stabilare elförsörjning än vindkraftsalternativet. Import och lagringsberoendet försvinner helt. (I verkligheten kommer vi givetvis växla viss produktion mot import då prisläget tillåter, men vi är inte beroende av import). Den andra stora skillnaden är att vattenkraften påfrestas hårt i vindkraftsscenariot, där den i stort sett slår mellan att antingen producera med max eller min kapacitet. Frågan är om det ens är möjligt att variera vattenkraften på detta sätt? I kärnkraftscenariot med mindre vind att reglera så beter sig vattenkraften mer som idag.

Sen tillkommer dessutom systemegenskaper utanför modellen, såsom stabiliserande svängmassa och liknande som tillhandahålls av kärnkraftsalternativet, men inte av vindkraftsalternativet där detta måste säkras upp på annat sätt. Med de stora variationerna i vindkraftsproduktionen, samt placeringen av vindkraftsparker kommer också högre krav ställas på överföringen, dvs nätet. De stora variationerna i produktion kommer också leda till att marginalerna i systemet måste utökas, något vi redan nu ser i praktiken som minskad tillåten överföringskapacitet på många länkar. Allt detta pekar på en högre totalkostnad för vindkraftsscenariot än för kärnkraftsscenariot. Liknande kvalitativa slutsatser dras om motsvarande scenarier i en annan modellering/simulering, ”Kraftsamling Elförsörjning”[3] vilken torde vara den mest genomarbetade projektet hittills för att modellera och simulera de olika alternativen.

Vad gäller vätgasproduktionen så blir också kärnkraftsalternativet bättre, med jämnare produktion och mindre behov av lager. Elektrolysörerna, som kommer att vara en kostsam resurs, utnyttjas till sin fulla kapacitet, vilket gör kalkylen mycket bättre än i vindkraftsalternativet då de bara utnyttjas till 52%. Då har vi ändå inte tagit upp det faktum att värmen från reaktorer kan användas för att effektivisera vätgasproduktionen ännu mer. Mest bekymmersamt i vindkraftsscenariot är dock den väderberoende produktionen av vätgas som skulle kräva orimligt stora lager för att jämna ut. På nationell nivå får industrin helt enkelt anpassa sig efter den varierande tillgången till vätgas. Detta problem återfinns inte i kärnkraftsalternativet.

Avslutningsvis kan vi alltså se att en enkel balansmodell ger resultat i närheten av betydligt mer avancerade modeller och tillika betydande insikter i vilka egenskaper olika scenarier erbjuder. De två redovisade scenarierna visar på stora olikheter i uppförande vad gäller dynamik, beroende av import och lagring och hur vätgasbehov för industri, jordbruk och transport kan tillfredsställas.  Sen finns givetvis aspekter som inte täcks in men som större systemmodeller hanterar, till exempel prisutveckling för el eller optimering av systemet med avseende på total kostnad. Dessa aspekter är dock även i stora systemmodeller förknippade med stor osäkerhet.

***

Beskrivning av balansmodellen

Modellen är implementerad som ett script i programmeringsspråket Python med användande av ramverket Pandas för datahantering och grafik. Den aktiva koden är ca 100 rader men de räcker långt som vi sett. En körning som omfattar två år eller 17544 timmar tar ca 8 sekunder på en dator med Intel Core I7 processor vilket möjliggör att man enkelt kan variera och experimentera med olika parametersättningar.

En balansmodell i det här sammanhanget innebär att man för varje timme året runt ser till att produktion och konsumtion av el balanseras enligt

Produktion + Import = Konsumtion + Export

Då modellen inte har någon kunskap om den prissättning på elmarknaden som styr produktionen sker balanseringen enligt en ”merit order” följd som ser ut så här:

1. Först genereras el från ”must run” källor. I modellen så är vindkraft, kärnkraft och värmekraft exempel på sådana. Dessa produceras en given mängd energi fördelat över tid.

2. Därefter balanseras dessa ”must run” källor med el från flexibla källor i flera steg. Först i ordningen kommer vår vattenkraft som här modelleras som en källa som fritt kan generera mellan 2 – 13 GW effekt.

3. Nästa nivå av balansering antas vara flexibilitet genom vätgasproduktion. Dvs vid överskott av eleffekt efter reglering med vattenkraft produceras mer vätgas, och vid underskott produceras mindre.

4. Fjärde nivån är import och export. Om inte vätgasflexen räcker för att minska konsumtionen vid låg effektproduktion, täcker man upp med import från utlandet. På samma sätt exporteras det överskott som genereras då elektrolysörkapaciteten överskrids.

5. Sista nivån är ”vaskning” respektive ”brist” av effekt/energi. Detta inträffar när all flexibilitet är uttömd, dvs när import/exportkapaciteten är mättad.

Denna meritorder är inte perfekt, ibland importerar vi el när den är billig och sparar på vattenkraften.  Vilket aldrig görs i den här modellen då vatten alltid används först för balansering och import senare. Detta kan underskatta elimporten något, speciellt i vindkraftsalternativet där vattenkraften är viktigare än i kärnkraftsalternativet. Men den är ändå ganska rimlig. Till exempel är det troligt att vi hellre producerar vätgas vid stark vind än exporterar samma el till ett lågt pris. Vi antas också hellre flexa ner vätgasproduktion än importera el till ett förmodat högt pris. Så i stort emuleras prismekanismen med den här meritorder principen, vilket också kommer avspegla sig i resultaten.

Ett antal parametrar sätts i modellen och några varieras till dess att energibalans erhålls, i det här fallet att vi får en total konsumtion på 286 TWh, varav 85 TWh konsumeras för vätgasproduktion. Till skillnad från SvKs modell så antas här ingen solkraft, bara vindkraft, och att värmekraften ligger på ungefär dagens nivå, ca 15 TWh fördelade över året med en sinus-fördelning, dvs mer produktion på vintern och mindre på sommaren. Framför allt är det skalfaktorn[4] för vindkraftdata från 2020/2021 som varieras på ett sådant sätt att vattenkraften får ett uttag på 67 TWh, motsvarande ett normalvattenår, vid balans. Notera att ingen kärnkraft ingår i det här scenariot.

Konsumtionen (förutom vätgasproduktionen) antas också vara sinusfördelad över året med ± 4 GW skillnad i dygnsmedelvärdet mellan vinter och sommar. Ingen hänsyn har tagits till dygnsvariationen under ett dygn, då vi kan anta att våra flexibla källor kan hantera detta utan problem. (Ur effekthänseende kan dygnsvariationen dock ge ett extra effektbehov att ta hänsyn till vid t ex topplasttimmen). Dessa sommar/vinter variationer kan man ganska enkelt se själv genom att titta på produktions och konsumtionsdata i till exempel SvKs websida ”Kontrollrummet”[5]. Tillsammans ger detta en modell som är matematiskt enkel men ändå väl avspeglar den fysiska realiteten. Dock tas ej hänsyn till interna begränsningar utan hela Sverige betraktas som ett ”homogent” elområde.

För den som själv vill experimentera med olika scenarier finns modellen tillgänglig på GitHub[6].

 

[1] https://www.svk.se/siteassets/om-oss/rapporter/2021/langsiktig-marknadsanalys-2021.pdf

[2] Siffran representerar energi in, dvs den energi som går åt för att skapa vätgasen man lagrar. Viktigt att ange om det är energi in eller ut som avses, det görs inte alltid. Om man till exempel ska producera el tillbaka från detta lager så erhålls endast 10 GWh ut (vid 40% verkningsgrad el-gas-el).

[3] https://www.svensktnaringsliv.se/sakomraden/hallbarhet-miljo-och-energi/kraftsamling-elforsorjning-scenarioanalys-290-twh_1187495.html

[4] Faktiska produktionsdata för vindkraft under 2020-2021 skalas alltså genom att helt enkelt multiplicera värdena timma för timma med en enkel skalfaktor tills önskad produktion uppnås.

[5] https://www.svk.se/om-kraftsystemet/kontrollrummet/

[6] https://github.com/beow/EnergyBalance (Models SvK_EF_wind.py, SvK_EF_nuclear.py)

10 Kommentarer
Av Bengt J Olsson
Konsult
Profil Second Opinion drivs på uppdrag av Energiföretagen Sverige. Läs mer

Vid publicering av en kommentar gäller följande regler:

– vi vill att alla som kommenterar ska vara identifierbara personer och vi vill därför för- och efternamn anges av den som kommenterar

– vi vill att diskussionen på Second Opinion ska hålla en god och respektfull ton och publicerar inte kränkande omdömen om enskilda personer.

Second Opinion förbehåller sig rätten att radera texter som bryter mot våra villkor och regler.

Kommentera

Din e-postadress kommer inte publiceras. Obligatoriska fält är märkta *

  1. Bosse skriver:

    Varför är det orimligt med vätgas lager??
    Det bara påstås, men jag ser ingen som helst redogörelse för vari det orimliga består?

    Om vi utgår från data i texten så skulle vi tala om 160 lager motsvarande Hybrits. Vad är problemet med det?

    Sverige är extremt glesbefolkat och har massor med berg tillgängligt.

    Priset för lagring verkar hamna kring 20 öre/kWh och år.
    Har vi då elproduktion från vindkraft på 32 öre/kWh så landar det på 52 öre. (Ja sedan tillkommer det en del men volymerna driver fram effektivisering också).

    Är det orimligt med 20 öre/kWh och år för lagring?
    Är det det som är det orimliga eller var hittar vi det orimliga?

    1. Peter Vilén skriver:

      Bosse,

      Även om påståendet att priset för vätgaslagring 20 öre/kWh och år skulle vara korrekt (vilken är källan ?) så har projektet sannolikt räknat med att i princip slippa kostnaderna för lagring genom att ”kidnappa” större delen av den svenska vattenkraftens lager som balanseringskraft. Detta bör naturligtvis ifrågasättas och diskuteras.

      Vilket är förresten priset för det buffert-vätgaslager som ska byggas och vad skulle långtidslagring i lager av denna storlek kosta ?

      Det vore intressant att få reda på vilket elpris som ingår i kalkylen för projektet och var lönsamhetsgränsen ligger – är det storleksordningen 52 öre ?

      Om man inte kan acceptera att projektet ”kidnappar” Sveriges gyllene resurs – vattenkraften – utan att det måste bära sina egna kostnader också för lagringen framstår den ”lagringsfria” varianten med 32 st SMR som attraktiv. Här kan man icke osannolikt åstadkomma el för 52 öre/kWH.

      En fråga i sammanhanget är då också om det finns PRIVATA investerare till den investering av kraftkällor som projektet behöver – notera att man i princip bara har detta (osäkra ?) projekt som kund.

      1. Bosse skriver:

        Hej

        20 öre/kWh och år estimerade jag från skallen-lagret. Kanske finns någon kostnad estimerad för Hybrits tänkta lager?
        Annars kan man väl använda skallen-lagret som referens. Det är väl det minst dåliga vi har.

        Jag förstår inte hur du menar med: ”kidnappa” vattenkraften.
        Hybrit lär få köpa el på öppna marknaden och då drar priset iväg.
        Visst kan dom ordna ett fastpris-avtal med Vattenfall, men om Vattenfall säljer för billigt till Hybrit blir dom bara stämda. Det blir trolöshet mot huvudman.

        Jag har 0 insyn i Hybrit mfl aktiviteter. Vet inte var deras break even ligger. Och det har väl med kundernas betalvilja att göra också. Desto större betalvilja för ”grönt stål” desto mer kan dom betala för elen.

        Jag ser nog inte problemet som så stort, givet att politiker låter bli att obstruera.
        Hyrbit köper el, priset stiger, privata entreprenörer bygger elproduktion därför att det är lönsamt.
        Prisvariationerna på el kommer göra det lönsamt att bygga energilager, och då görs det.

        Får kapitalism härja fritt får vi stabil el till lägsta tänkbara pris.
        Risken här är att politiker hindrar, beskattar och obstruerar. Då kan allt saboteras.

        Är det lönsamt att bygga ett gäng SMR så kommer privat sektor att ordna det.

        Men nya installationer av dagens kärnkraftverk ser jag som helt orealistiskt att privat sektor gör. Det är helt omöjligt att räkna hem någon lönsamhet. För att dom skall göra något sådant måste staten garantera lönsamhet och skyffla kostnaderna på skattebetalarna. Det kan ju hända. Staten gör sådant. Det är en hel del Sovjet över det. Men det är ju vad som skett i Frankrike och England.

        1. Peter Vilén skriver:

          Bosse,

          Att något sorts MYCKET STORT lager erfordras för att utjämna variationerna i vindkraften är vi överens om. Med att järn/stål-projekten skulle ”kidnappa vattenkraften” för detta är ett annat sätt att uttrycka att de skulle kunna lägga beslag på en MYCKET STOR del av Sveriges vattenkraftmagasins samlade förmåga att balansera vindkraft.

          Projekten använder den större delen av elkraftbehovet för att skapa vätgas. Det naturligaste är då som föreslagits av Dig att skapa utjämningsmagasinen direkt med och för vätgasen och alltså inte för den elkraft som åtgår för att generera vätgasen.

          Bengt J Olsson har följt upp med beräkningar av vad det skulle kräva om man inte alls tog vattenkraft i anspråk och då funnit – ”What if Sweden had no hydro power in 2045?” (https://adelsfors.se/2022/12/06/what-if-sweden-had-no-hydro-power-in-2045/) – att 830 st vätgasförråd av storlek ”Skallen” (se https://sv.wikipedia.org/wiki/Naturgaslager_Skallen) erfordras. Att finna investerare som på kommersiella grunder (med enda kunden järn/stål-projekten) genomföra detta menar jag kan bli alltför svårt. Rimligare är i så fall att järn/stål-projekten själva får stå för vätgasförråden.

          Bengt J Olsson har också undersökt vad det skulle innebära att ta vattenkraftens magasin i anspråk för utjämning. Han har med ”Intermediate 2030 power system scenario” (https://adelsfors.se/2022/12/18/intermediate-2030-power-system-scenario/) beräknat vad det år 2030 (alltså inte färdigställandeåret) skulle krävas om man använder svensk vattenkraft spetsad med en ”3 GW import capacity” från Norge. Han finner att vätgasförrådet år 2030 skulle kunna reduceras till 300 GWh (motsvarar ändå ett flertal ”Skallen-förråd”).

          En stor fråga blir då vad detta scenarium skulle innebära för elpriserna. (jfr: ”Hybrit lär få köpa el på öppna marknaden och då drar priset iväg”). Kommer priserna att bli så höga att järn/stål-projekten blir olönsamma eller att andra stora och små energianvändare (i norrland och i övriga Sverige), ex. i pappersmasseindustrin slås ut ? Detta borde utredas.

          Alternativet med 32 st SMR som ju inte kräver utjämningsmagasin kvarstår som möjlighet.

  2. Peter Vilén skriver:

    Artikeln visar mycket förtjänstfullt vad det enormt elkrävande projektet (85 TWh) med vätgasreduktion av järn/stål (”Hybrit”, etc) skulle innebära i behov av lagring av energi.

    85 TWh el motsvarar mer än hälften av hela Sveriges elproduktion år 2021 och nära dubbelt så mycket som hela den svenska industrin förbrukade samma år (48 TWh).

    Slutsatsen är att, speciellt i vindkraftscenariet, orimligt stora lager av vätgas skulle krävas. I figur 4 (lagerfyllnad i tänkt vätgaslager) visas att vätgaslagrets storlek skulle behöva vara 16 TWh. Artikeln ger länk till det använda simuleringsprogrammet.

    Om man nu inte är kunnig i python-programmering och/eller inte kan bedöma de villkor som ligger i modellen kan en mycket enkel ansats användas för ett överslag som ger ungefär samma resultat. Om man nämligen (som i modellen) studerar enbart vinddata för åren 2020 och 2021 i följd och skalar upp dessa från verkliga c:a 27 TWh per år till 85 TWh per år och minskar timvärdena med ett uttag i jämn takt om 9,7 GW precis som i modellen finner man en lagerfyllnad som är nära identiskt med bilden i Figur 4.

    ”Tillflödet” från vind år 2020 har alltså en ”profil” med kraftiga överskott i början på året som sedan efter uttag sjunker till ett mindre underskott i magasinet i slutet på sommaren medan år 2020 börjar med svag vind och kraftiga underskott under vår/sommar för att sedan få rejäla tillskott under den blåsiga hösten.

    Lärdomen är att ”vindprofilerna” kan variera kraftigt mellan åren och att underskott kan uppstå flera månader i rad. Jämfört med ex. nederbördsprofiler eller med mycket mer förutsägbar el från solceller är vinden väsentligt mer oberäknelig. Detta kräver alltså stor kapacitet på lagringen.

    Om man jämför detta med den totala lagringskapaciteten för alla Sveriges vattenmagasin (33,7 TWh vid 100 % fyllnadsnivå och 25,4 TWh just nu V46 i år) finner man att dessa möjligen skulle räcka om de helt togs till bruk enbart för detta projekt. Men inte heller detta är rimligt.

    Kan då energibidrag från andra elområden eller andra (närliggande) länder hjälpa ? Tyvärr är det helt sannolikt så att svag vind här också motsvarar svag vind där. Det blir då annan kraft som ska till – och detta mycket dyr sådan. Många gånger blir den dessutom fossil. Elöverföringen kan naturligtvis också utgöra hinder – ”flaskhalsar” är bara alltför välkända.

    Hur ser det då ut med enbart kärnkraft i ett renodlat förenklat exempel ? Om kärnkraften har 100 % tillgänglighet (riktigt så väl är det inte i praktiken – men den är normalt mycket hög) så är situationen perfekt. Det går utmärkt att plocka ut 9,7 GW i jämn takt. Teoretiskt behövs då inget lager alls (det lilla buffertlagret räcker).

    OK – då ska vi alltså anlägga 6 st kärnkraftverk av Olkiluotos III storlek (1600 MW) eller 32 st SMR (300 MW) så nära Luleå och Boden som möjligt och bygga motsvarande kraftöverföring till produktionsställena. Är detta rimligt ?

    Blir kostnaden för denna el sådan att projektet blir lönsamt ?
    Hinner man i tid ?

    Om inte – finns alternativ ?
    Kan man få fram grön vätgas på annat sätt ?

    Ur en rapport från Sweco: ”Norge i sin vätgasstrategi fokuserar på sjöfart och vätgas producerad från naturgas/andra fossila råvaror kombinerat med CCS.”

    En pipeline från Norge ?

    Eller se hur man tänker i Tyskland om vätgas – se ”TES Hydrogen for life – Wilhelmshafen Green Energy Hub” : https://tes-h2.com/wilhelmshaven-green-energy-hub/

    Bygga en ”Wilhemshafen” i Luleå ?

    Sammanfattningsvis – innan man rusar iväg med detta projekt borde man ha svar på dessa frågeställningar.

  3. Lennart Nilsson skriver:

    ”Detta tal kan jämföras med de största energilager som HYBRIT projektet planerar för, som ligger på 100 GWh eller 0.1 TWh.”

    Uppgiften från HYBRIT om 100 GWh avser hur mycket el-input som krävs för att ladda ett lager om 100 000 geometriska kubikmeter vid 200 bar.

    Energiinnehållet i vätgaslagret blir avsevärt lägre. Vätgasens energiinnehåll är 1825 MJ/m3 vid 200 bar och 15 grader C. Det ger 507 kWh/m3. Alltså cirka 50 GWh för 100 000 m3.

  4. Lars Ågren skriver:

    Nja, du överdriver lagringsproblematiken,men en bra studie – kudos. Det finns en hel del studier bl.a den här https://ukccsrc.ac.uk/wp-content/uploads/2020/05/John-Williams_CCS-and-Hydrogen.pdf
    som ger vid handen att lagring är möjlig utan större problem, tex så har ICI här i UK under lång lagrat H2 i underjorden. -Till det kommer att den s.k. väte ekonomin nog mest är en pipe-dream, med av o till en del bra investerings/trading möjligheter, framtiden kommer att bli en blandning av olika sätt att mellanlagra energi, batterier, vatten/luft i gruvor o mycket annat. Med batterier och vatten/luft (el via turbin gen set) så får du även möjlighet att balansera nätet lite enklare än via elgen genom bränsleceller. -Visst det bästa hade varit om dårfinkarna i Sverige/Tyskland m.fl inte hade saboterat kärnkraften, men folk får ju det styre de förtjänar, så… -Att tro att det kommer att byggas nya kärnkraftverk i Sverige är även det en pipe-dream, möjligen kan RR eller ngn annan bygga ngra SMR i UK…

    1. Rickard Ohlin skriver:

      Sverige saknar geologiska förutsättningar för att lagra vätgas i saltgrottor. Danmark har det.

  5. Per Åhlström skriver:

    Finns det några incitament i dagens marknadsmodell som gör det troligt att någon ser det som lönsamt att bygga planerbar elproduktion? De modeller som presenteras här är säkerligen korrekta, men förutsätter att någon har ansvar för att helheten i elsystemet fungerar. Utan en teknisk och ekonomisk optimering av helheten i elsystemet är modellerna orealistiska.

  6. Kalle Andersson skriver:

    Det kommer vara märkligt tyst bland aktivisterna till denna artikel. Som det alltid är när faktanivån är över deras huvuden.

Ny bok om Sveriges elsystem

Det svenska elsystemet går i otakt med omvärlden och marginalerna krymper. I ett läge där vi behöver allt högre överföringskapacitet i elsystemet har denna i stället krympt och elpriserna har skjutit i höjden. I den här boken beskriver tre initierade ingenjörer hur trenden kan vändas.

Prenumerera på artiklar


Följ oss på Twitter

Senaste artiklarna

Skriv på Second Opinion

Alla är välkomna att skriva på Second Opinion. Vi publicerar dels artiklar som fördjupar kunskaper om energifrågor dels aktuella debattartiklar.
Skicka in din text
Vara-amnen

Ur arkivet