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. / Compressed Air Energy Storage (CAES) implies compressing air, store it and expand it later on. CAES is together with Pumped Hydro Energy Storage (PHES) the only commercial viable bulk energy storage systems today. With respect to the geological conditions of low land in Denmark, two different types of CAES-technologies were further investigated for energy arbitrage. Denmark participates in the Nordic electricity market and the electricity trading occurs through Nord Pool Spot (Elspot) where the electricity price is determined specifically for every hour, the day before. The daily variation of prices in 2013 could from an empirical analysis locate hours with peak and off-peak prices. The main goal of this report was therefore to investigate possible revenues with chosen energy storage system to buy electricity on off-peak price hours and store it, then sell it during peak price hours. Currently, there are two CAES facilities, one located in Huntorf, Germany, and one in Alabama, USA. A couple of different cases were investigated. Four cases, H1, H2, H3 and H4 are included in “Current Scenario” with similar features as the conventional CAES-facility, Huntorf. Conventional CAES-facilities use natural gas in the combustion chamber to heat up the air before the expansion phase to prevent the turbines from freezing. Two additional cases were investigated, A1 and A2 are included in the “Future Scenario” that is based on information about a planned future advanced adiabatic CAES facility called ADELE, by the energy company RWE in Germany. The calculations about the first case, H1 were based on the original performance characteristics with a total compressor capacity of 60 MW and a total output of 290 MW with charge-and discharge times of 4 and 2 hours respectively. The H2-case was assumed to be similar to the first H1-case with the only difference of a reduced consumption of natural gas by 25 %. The H3-case is based on the assumption of a compressor capacity of 480 MW and an output of 580 MW which gives the same charge- and discharge time of 1 hour. The H4-case is similar to H3 with the only difference of a reduced consumption of natural gas by 25 %. The A1-case concerns an AA-CAES facility of charge-and discharge time of 8 hours and 4 hours respectively with a compressor capacity of 200 MW and a total output of 260 MW. The second case assumes to have a total compressor capacity of 1600 MW and a total output of 1040 MW which gives the same discharge and charge time of 1 hour. The economic calculation model consists of two investment calculations, net present value- and payback-method. Calculations made, indicates that an investment in these observed CAES-cases under given assumptions is not economically profitable within the estimated economic and technical lifetime. The net present value ratio has a range of -1 for case H1 to -0,88 for case A1. The payback-time varies between having no payback at all (case H1) to 113 years for case A1. The calculations should be seen as rough estimations and just be considered as a hint for the future potential of CAES as a tool for energy arbitrage. The sensitivity analysis proves for the derived cases from the CAES-facility in Huntorf that a decreased price for natural gas did a huge impact on the operational revenues. Generally for all the different cases were that a reduction of the total plant investment, operation and maintenance costs and an increasing number of days with greater price variations would make the different CAES-cases more profitable. Advanced adiabatic CAES-facilities can potentially, with the necessary technical improvements, be a part of the future sustainable development.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:UPSALLA1/oai:DiVA.org:kth-148066 |
| Date | January 2014 |
| Creators | Ahlström, Johan, Björklund, Jacob |
| Publisher | KTH, Energiteknik |
| Source Sets | DiVA Archive at Upsalla University |
| Language | Swedish |
| Detected Language | English |
| Type | Student thesis, info:eu-repo/semantics/bachelorThesis, text |
| Format | application/pdf |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
Page generated in 0.0028 seconds