Svart batteri

8
Mads Løkeland-Stai

Av Mads Løkeland.

Det blir argumentert for at Noreg må satse på å bli Europas grøne batteri, både som inntektskjelde, og for å stø opp under omlegginga til fornybar energi på kontinentet. For å seia det litt forenkla; så er planen at når det er sterk vind og sol på kontinentet, så blir overskotet av elektrisitet frå sol- og vindkraftverka sendt til Noreg for lagring, mens vasskraftverka våre skal levere elektrisitet til kontinentet når det underskot der.  Det norske nettet fungerer då som ei form for batteri, men skal dette verkeleg monne, så trengst det både ei dramatisk utbygging av kraftliner til utlandet og ei storstilt utviding av vasskraftverka våre og etablering av norske pumpekraftverk.


En kortere versjon av denne artikkelen har vært på trykk i Klassekampen.


Massive naturinngrep med Noreg som «batteri»

Det trengst ikkje stor fantasi for å sjå at dette vil gje massive naturinngrep, både på grunn av mange fleire kraftliner, utviding av vasskraftverka og raske nivåendringar i innsjøar (magasin) og elver. Fleire kraftliner til utlandet kan også føre til ”import” av høge kraftprisar og bidra til å øydeleggja ein del av grunnlaget for norsk kraftkrevjande industri, som treng langsiktige avtalar og stabile prisar.
Straumen frå vind- og solkraftverk er grunnleggjande ustabil og må bli balansert ved hjelp av ei form for batteri for å oppnå stabil elektrisitetsforsyning, men det er ein dårleg idé å leggja dette ”batteriet” mange hundre mil unna, med tap i lange kraftleidningar. Slike ”batteri” bør bli lagt nærast mogleg sol- og vindkraftverka, og nærast mogleg forbrukarane. Då blir det langt mindre behov for kraftleidningar og dermed mindre naturinngrep langs kraftleidningane.

Finn vi Europas grøne batteri i nedlagde gruver?
Det er heldigvis fleire andre gode løysingar på spørsmålet om «batteri», og noko av det mest spanande er å lagre elektrisiteten i nedlagde gruver ved hjelp av trykkluft.  Slike «batteri» kan bli lagt desentraliserte etter behov, og dermed blir behovet for kraftleidningar redusert til eit minimum.  Sjå for deg ein nedlagd tunnel der du pumpar opp høgt lufttrykk når det er overskot av elektrisitet, og du sendar trykklufta attende gjennom ein trykkluftmotor for å produsere elektrisitet når det er underskot.  I Sveits har dei nettopp køyrd i gang ein prototyp på eit slikt anlegg, og har allereie oppnådd virkningsgrad over 70%, om lag det same som vi kan oppnå med pumpekraftverk i Noreg, medrekna tapet i dei lange kraftleidningane.  Gjenbruk av gamle gruver og tunnellar til energilager står fram som ein miljømessig god metode for å lagre energi. I praksis vil ein supplere slike trykkluftanlegg med andre former for desentraliserte energilager og utvikling av fleksibelt forbruk for å balansere sol- og vindkraftanlegga.

Den viktige konklusjonen er at landa på kontinentet kan balansere den fornybare energien sin sjølv, utan hjelp frå Noreg.  Ikkje minst er det viktig å leggja «batteria» nær forbrukarane og kraftverka, og dermed redusere behovet for kraftleidningar og naturinngrep.

Det er på tide å leggja til sides snakket om Noreg som Europas grøne batteri, med alle dei naturinngrepa dette fører med seg, ikkje minst for å unngå ytterlegare inngrep i den unike vassdragsnaturen vår.

 

Mads Løkeland
Naturvernforbundet i Sør Trøndelag

KampanjeStøtt oss

8 KOMMENTARER

  1. Jeg er helt enig med forfatteren her, Norge hverken kan eller bør noensinne bli Europas «batteri» selv om vi rent teoretisk kunne bli det med vår enorme magasinkapasitet på hele 86,5 TwH etter NVEs siste oppdatering. Som Løkeland sier, de landskapsmessige følgene er altfor store til at noe slikt bør realiseres.

    Hvis Europa ønsker å nærmest kvitte seg med flesteparten av sine termiske kraftverk (atom-kull-gass) og basere seg hovedsaklig på vind- og solenergi samt biomasse bør de sørge for tilstrekkelige lagringsmuligheter selv først hvis ikke bør de forholde seg til realitetene. I et 100% fornybarscenario vil Tyskland alene med ca. 80 GW maksforbruk av strøm trenge opp mot 60 GW backupkapasitet over en periode på maks 1-2 uker med vindstille og lite sol, de siste 20 GW vil de være i stand til selv med biomasse og egen pumpekraft/vannkraft. Både produksjon og overføringskapasitet vil måtte dimensjoneres etter den kaldeste og mørkeste dagen i året da forbruket er rekordhøyt og hvor vinden har løyet helt kombinert med at det ikke er solkraft tilgjengelig overhodet. Vel og merke hvis man vil unngå strømbrudd.

    Hvis man tar hele Vest-Europa for seg selv vil vannmagasinene i Norden og Alpene tilsammen måtte ha kapasitet på flere hundre GW i et slikt scenario. Det er umulig både miljømessig og kostnadsmessig.

    Men presset på Norge for å yte langt mer som en «delløsning» kommer til å bli stort. Innen 2021 er to nye kabler i drift med 2 x 1400 MW kapasitet til Tyskland og UK. Statnett har sagt at etter dette må Norge «ta en pause» før flere kabler kan vurderes, men saken er at Statnett allerede har en «trojansk hest» i form av toppsjefen Auke Lont, en nederlender som også er medlem av EUs «Energy Transitions Commission» (ETC), han er faktisk kommisjonær der. En helt fersk rapport derfra som jeg dessverre ikke har hatt tid til å lese ennå skal bli interessant å ta i øyesyn.

  2. Angående dette med komprimert luft i fjellhaller som «batteri» til å regulere variabel produksjon som vind- og solkraft tror jeg neppe dette er i stand til å dekke det behovet for batteri som man snakker om i diskusjonen om «Norge som Europas batteri». Det er rett og slett helt andre dimensjoner over slike mulige prosjekter kombinert med andre potensielle problemer, og jeg skal så kort som mulig prøve å forklare hvorfor. Det betyr ikke at det ikke er interessant teknologi.

    1. Det første er brukstida på slike innretninger som kalles CAES på fagspråket (Compressed Air Storage Technology). I nettstedet og videoen som Løkeland linker til finnes det ingen beskrivelser såvidt jeg kan se om driftstid, men ut i fra andre potensielle prosjekter jeg tidligere har tatt en titt på snakker vi om timer og ikke dager. Mao. ligner disse innretningene slik sett helt på vanlige pumpekraftprosjekter (altså pumpa vannkraft) som opererer på døgnbasis. Man vil komprimere luft inn i fjellhallen(e) noen timer nattestid når strømmen er billig og produsere på dagtid/ettermiddag når strømmen er dyrere. Dette er hele forretningsmodellen for pumpekraft i hvert fall i Europa, og jeg kan ikke se for meg at CAES vil være anderledes. CAES vil måtte konkurrere mot pumpekraft og med en «round-trip efficiency» på ca. 70% vil den ligge dårligere an enn moderne pumpekraftanlegg som oppnår 80-85%. For at det skal være lønnsomt å investere i slike anlegg vil man måtte operere i et marked der prisforskjellen på dagtid og nattestid er større enn energitapet i pumpingen + et påslag for kostnader og gevinst og for å få dekket faste kostnader vil man også være avhengig av at dette skjer jevnlig, ikke bare i «ny og ne» for å si det slik. Det kommer jeg mer tilbake til seinere i innlegget i punkt 3.

    2. Problemet Europa står overfor hvis man skal implementere langt mer uregulerbar kraft inn i nettet og «dekarbonisere» det er ikke først og fremst de kortsiktige svingningene fra time til time eller frekvensforstyrrelser på minuttbasis (å holde 50 Hertz og spenning/volt innenfor gitte rammer). Det har man pumpekraft og gassgeneratorer til i dag allerede kombinert i økende grad med «syntetisk» frekvensregulering som kondensatorer, batterier mm. Til og med svinghjul (roterende treg masse) brukes til dette formålet noen steder, f.eks den ombygde gamle kjempegeneratoren i nå nedlagte Biblis A kjernekraftverk i Tyskland.
    Problemet består i de langsiktige svingningene på ukes- og til og med månedsbasis (sesongsvingninger) både når det gjelder forbruk og produksjon. Det vil alltid finnes perioder hvor det blåser ekstremt lite i 1-2 uker av gangen, og om vinteren i Europa når man trenger mest kraft er tilgangen på solkraft bare en brøkdel av sommerstid. Her vil CAES med døgnbasert «oppladning og utladning av batteriet» være like ubrukelig som pumpekraft og de andre kortsiktige reguleringsmetodene jeg nevner. Langtidslagring av energi er altså hovedproblemet hvis man ønsker å dekarbonisere og skyve mer av energiforbruket over på strøm som energibærer (husk at strøm er ingen energikilde, kun en energibærer).

    3. Pumpekraftverk i Europa lider allerede i dag under lave engrospriser på strøm i perioder og mindre forskjeller på prisen dag/natt. I Tyskland i det minste er flere slike anlegg lagt i møllpose fordi de ikke er lønnsomme. Såvidt jeg vet er det èn hovedgrunn til dette, nemlig at solkraft utkonkurrerer pumpekraft på dagtid i tillegg til at stort overskudd av vindkraft i perioder med sterk vind også bidrar. Tidligere, dvs. før den voldsomme utbyggingen av solpaneler i Europa levde pumpekrafta svært godt på de høye strømprisene midt på dagen i Europa når millioner av europeere lager sitt første varme måltid for dagen, men fordi dette er tidspunktet hvor solkrafta gir mest strøm har dette lukrative markedet blitt kraftig redusert fordi prisene i gjennomsnitt er flatere enn før. Solkrafta kan derfor sies å være «parasittisk», den tar livet av (minst ett av) vertsdyrene som trengs for å takle de daglige og ukentlige svingningene. Ikke bare har pumpekraftas inntekter basert på prisforskjeller blitt mindre men driftstida går også ned. Det er vanskelig å se for seg at CAES vil stille noe bedre i dette markedet enn pumpekraft allerede gjør med mindre investerings- og driftskostnader er vesentlig lavere.

    4. CAES kan temmelig sikkert ikke lagre energi lønnsomt over lang tid. La oss si vi har et stort CAES-anlegg som kan lagre 1 gigawattime (GWh) strøm, (1 mill. KWh). Hvis effekten på generatoren er 100 MW (megawatt) vil den kunne produsere for fullt i bare 10 timer med fullt luftlager. Hvis man reduserte størrelsen på generatoren ned til bare 10 MW vil den kunne produsere i 100 timer, altså drøye 4 døgn, 5 MW i drøye 8 døgn osv. Slik kunne man fortsette. Poenget er at da snakker man om forholdsvis små krafteffekter, og man ville måtte trenge et enormt antall slike anlegg i Europa for at det skulle gi noen meningsfylte bidrag til det problemet jeg snakker om i punkt 2, dvs. langtidslagring av energi. Jfr. Tyskland som potensielt vil trenge 60 GW over flere døgn i perioder. For å dekke 60 GW i 8 døgn i scenariet med 10 MW CAES-anlegg vil man trenge hele 6000 av dem. Det sier noe om dimensjonene.

    Problemet er igjen også at slike anlegg som er basert på prisforskjeller på strøm (kalt «arbitrage» på fagspråket) er avhengige av å driftes hyppig for å dekke kostnader, ikke måtte vente på neste vindstille periode om noen dager osv.

    • Eg har vore i kontakt med det sveitsiske forskingsprosjektet for trykkluftlagring om dimensjonar og lagringstid.

      Lekkasjen av luft er så liten at det har lite å seia for lagringstida. Det som avgrensar lagringstida er varmetapet frå varmelageret som blir brukt for å lagre varme mellom trykksetting og trykkavlasting.

      Dei oppgjer varmetapet til å vera rundt 0,5%/ dag. Omgjort til tap i virkningsgrad, så vil det gje omlag 0,5% tapt virkningsgrad per veke. Det vil seia at vi i praksis kan snakke om lagringstid på opp mot ein månad, slik at denne typen lagringsteknologi vil kunne løyse problema med vindstille i fleire veker.

      Dei oppgjer også at virkningsgraden sannsynlegvis vil koma opp i 76% ved store anlegg.

      Når det gjeld dimensjonen på slike anlegg, skriv dei «the minimum viable size for a plant is about 20 MW and 50-100 MWh».

      Eg skal freista å få avklart kor store anlegg dei ser som aktuelle, om f.eks. 200 MW og 10 GWh er ein aktuell dimensjon.

      Når det gjeld prisen på trykkluftanlegg, er den rekna til å bli omlag 25% under pumpekraftverk, og dersom ein kan velje plasseringar som effektivt reduserer behovet for kraftliner, blir skilnaden enno større.

      Einig med Lars at det er viktig å sjå på dimensjonane her, men eg trur ikkje vi skal bli skremt sjølv om vi endar opp med eit behov på fleire tusen.

      No vil det sjølvsagt vera behov for mange ulike typar «batteri» og tiltak for «smart grid» som til saman dekkar behovet.

      • Det er klart at mange ulike lagringsløsninger kan tas i bruk, men poenget er at ingen av dem tilbyr det Europa trenger (i et nær 100% fornybar scenario), nemlig langtidslagring til en kostnad som kan opprettholde «business as usual». CAES-anlegg er heller ingen hellig gral i så måte, og jeg tror du undervurderer særlig kostnadene når vi begynner å snakke om tusenvis av anlegg i Europa. Da har vi ikke «business as usual» men dobbelt eller trippelt sett med generatorer som vil øke kostnadene til energi for folk flest dramatisk. Nå er det riktignok sikkert noen som vil mene at det er nødvendig og uunngåelig uansett.

        • Det er openbart at det vil bli ganske kostbart å balansere sol- og vindkraft i Tyskland, for å halda seg til der, men det må bli gjort om dei skal oppnå 100% fornybar elektrisitetsforsyning.
          Tyskarane har laga fleire utgreiingar som eg har lese, med kostnadsoverslag og fleire alternativ, der trykkluftanlegg og pumpekraftverk er inne som aktuelle tiltak, og straumkundane vil nok ikkje gå fri økonomisk sett.

          Det sveitsiske forskningsmiljøet som står bak prototypen på trykkluftanlegg hevdar at kostnaden for trykkluftanlegg er 20 – 30% rimelegare enn for pumpekraftverk. I tillegg blir det stor skilnad på behovet for kraftliner, som gjer trykkluftanlegga ytterlegare rimelegare enn pumpekraftverka. (Kanskje halv pris).

          Dei hevdar vidare at ein verknadsgrad godt over 70% er fullt mogleg sjølv med ein lagringstid på ein månad. Å bruke trykkluftlager til sesonlagring (opp mot 6 månadar) vil nok senke verknadsgraden ein del.

          Anlegg på fleire hundre MW og mange 10-tals GWh blir heller ikkje sett på som problem.

          Konklusjon?
          Det ser ut til at trykkluftanlegg vil kunne spela ei ganske stor og viktig, kanskje avgjerande rolle i balanseringa av kraftforsyninga, men det må bli kombinert med mange andre tiltak, ikkje minst «smart grid», og nokre pumpekraftverk for å bidra med sesonglagring.

          • Det er lite å si på effektiviteten når det gjelder disse anleggene, det er ikke der hunden ligger begravet. Det er muligheten for å skalere det opp til et nivå som monner og til en pris som ikke gjør oss fattige nærmest. Jan Herdal har noen lignende tanker om hva jeg snakker om i et par artikler på oljekrisa.no datert 16. og 28. november 2017. Vel verdt å lese.

            Da får vi se hvordan dette utvikler seg. Det ville ikke være meg imot om dette ble en suksess, men jeg frykter at det som vanlig blir et subsidierace som til syvende og sist blir lagt på prisen til sluttkundene, og det i et Europa som allerede sliter med å holde følge med Nord-Amerika og Asia økonomisk sett.

LEGG IGJEN EN KOMMENTAR

Please enter your comment!
Please enter your name here

Dette nettstedet bruker Akismet for å redusere spam. Lær om hvordan dine kommentar-data prosesseres.