Hur högtemperaturlager kan kombinera ångleverans, Power-to-Heat och flexibilitet på mFRR.
Sandbatterier för ångleverans och balansering av elsystemet
Elektrifieringen av värmeproduktion handlar inte längre bara om att ersätta ett bränsle med el. När värmepumpar, elpannor och termiska lager blir en större del av energisystemet uppstår också nya möjligheter att kombinera värmeproduktion, energilagring och flexibilitet på elmarknaden.
Det blir särskilt intressant för små och medelstora fjärrvärmebolag. Många har historiskt varit starkt beroende av ett fåtal produktionsslag och exponeras därför mot förändringar i både biobränslepriser och elpriser. Att diversifiera produktionen med nya tekniker kan minska denna priskänslighet och samtidigt öppna för nya intäktsströmmar.
En teknik som börjar bli särskilt intressant i detta sammanhang är högtemperaturlager, där så kallade sandbatterier är ett exempel.
Zizzla har inom ett uppdrag åt Norra Smålands Energi analyserat lönsamheten för bland annat värmepumpar i flera faktiska fjärrvärmesystem. Som en del av arbetet har vi också studerat hur nya elektrifierade tekniker och termiska lager kan användas tillsammans med el- och balansmarknaderna.
I den här artikeln tittar vi närmare på ett exempel: ett sandbatteri som levererar ånga och samtidigt kan bidra med flexibilitet på mFRR.
Från el till lagrad högtemperaturvärme
Ett sandbatteri är en form av Power-to-Heat.
Principen är att elektrisk energi omvandlas till värme, som lagras i ett material vid hög temperatur och senare används när värmen behövs.
I det här fallet ser energikedjan förenklat ut så här:
El → Sandbatteri → Ånga
Det skiljer sig därmed från ett traditionellt elektriskt batteri. Energin lagras inte som elektrokemisk energi för att senare omvandlas tillbaka till elektricitet, utan som värme för senare användning i en värme- eller industriprocess.
Sandbatteriet är närmare bestämt ett högtemperaturlager. Den höga lagringstemperaturen gör det möjligt att använda den lagrade energin för exempelvis ångproduktion, vilket öppnar användningsområden som ligger utanför traditionell lågtempererad värmelagring.
I det analyserade fallet har anläggningen:
5 MW ångleverans
239 MWh lagringskapacitet
cirka 48 timmars energileverans
Kombinationen av stor energikapacitet och styrbar elektrisk laddning gör tekniken intressant inte bara för energioptimering utan också för elsystemets balansmarknader.
Utan balansmarknaden: optimera mot elpris och ångbehov
Den enklaste användningen av ett sådant lager är att flytta elanvändning i tiden.
Sandbatteriets laddning planeras då utifrån två huvudsakliga faktorer:
- hur mycket ånga processen behöver,
- och när det är ekonomiskt fördelaktigt att använda el.
Lagret kan laddas under perioder med gynnsamt elpris och den lagrade energin användas för ångproduktion vid andra tidpunkter.
På så sätt kan ett stort termiskt lager frikoppla tidpunkten för elanvändningen från tidpunkten för värmeleveransen.
Men samma egenskap skapar också något annat: flexibilitet mot elsystemet.
Med mFRR: samma ångleverans, annan elektrisk last
När balansmarknaden inkluderas i optimeringen får sandbatteriets laddning ytterligare en uppgift.
Den planerade laddprofilen fungerar som en utgångspunkt. Runt denna kan elanvändningen tillfälligt förändras för att hjälpa till att balansera elsystemet.
Principen är:
- mFRR upp: laddningen minskas och elanvändningen blir lägre än planerat.
- mFRR ned: laddningen ökas och elanvändningen blir högre än planerat.
Samtidigt kan den lagrade värmen användas för att fortsätta leverera ånga till processen.
Det innebär en viktig skillnad mellan den elektriska sidan och värmesidan:
Ångleveransen kan vara stabil samtidigt som den elektriska lasten varierar.
Det är just denna frikoppling som gör stora termiska lager intressanta för balansmarknaden.
Ett termiskt lager kan laddas och laddas ur samtidigt
Här finns också en egenskap som skiljer tekniken från många andra typer av energilager.
Ett sandbatteri kan laddas elektriskt samtidigt som värme tas ut ur lagret för exempelvis ångproduktion.
Det innebär exempelvis att sandbatteriet kan:
- leverera ånga till kunden från lagrad värme,
- samtidigt ta emot elektrisk energi,
- och dessutom förändra den elektriska laddningen upp eller ned beroende på en aktivering från balansmarknaden.
Det här är en betydande fördel när flexibilitet ska kombineras med kontinuerlig värme- eller ångleverans.
I ett traditionellt batterilager är laddning och urladdning normalt två motsatta driftlägen. I ett termiskt lager är den elektriska laddningen och värmeuttaget däremot två olika energiflöden.
Det ger ytterligare frihetsgrader i optimeringen.
Effekt avgör hur mycket – energi avgör hur länge
För att förstå värdet på balansmarknaden behöver man skilja mellan effekt och energi.
Effekt avgör hur stor reglering som kan erbjudas
Hur mycket den elektriska laddningen kan förändras bestämmer hur stor momentan mFRR-volym anläggningen kan erbjuda.
Om laddningen kan ökas med flera MW jämfört med den planerade driften finns kapacitet för mFRR ned.
Om laddningen i stället kan reduceras finns kapacitet för mFRR upp.
Men det är inte korrekt att betrakta detta som en konstant effektgräns.
Precis som för batterilager påverkas den faktiska tillgängligheten av State of Charge, SoC.
Den maximala möjliga laddnings- och urladdningseffekten kan variera beroende på hur mycket energi som redan finns i lagret. Det betyder att den möjliga budvolymen måste beräknas dynamiskt och inte enbart utifrån anläggningens nominella MW.
Energi avgör uthålligheten
Den andra dimensionen är hur länge regleringen kan fortsätta.
Ett termiskt lager med stor energikapacitet kan ha en fördel när aktiveringar blir längre eller återkommer många gånger.
I det analyserade fallet finns 239 MWh lagrad energi.
Det är mycket energi i förhållande till en ångleverans på 5 MW och innebär ungefär 48 timmars energileverans.
Det betyder inte att hela kapaciteten alltid är tillgänglig för balansmarknaden. Processens framtida energibehov måste fortfarande säkerställas.
Men den stora energikapaciteten skapar en uthållighet som är viktig på marknader där regleringen inte bara handlar om några korta effektförändringar.
SoC blir en central del av optimeringen
Det här leder till en viktig slutsats:
Tillgänglig mFRR-volym kan inte behandlas som ett statiskt värde.
Den måste beräknas utifrån anläggningens aktuella och förväntade driftläge.
När lagret närmar sig fullt minskar möjligheten att ta emot ytterligare energi. Då begränsas möjligheten att öka laddningen och därmed erbjuda mFRR ned.
När lagrets energinivå är låg uppstår den motsatta begränsningen. Då minskar möjligheten att reducera laddningen under längre perioder eftersom tillräckligt med energi samtidigt måste finnas för den framtida ångleveransen.
Utöver själva energinivån behöver optimeringen också känna till hur maximal in- och urladdningseffekt förändras med SoC.
Det innebär att varje budbeslut behöver väga samman:
- aktuell SoC,
- prognostiserat ångbehov,
- framtida laddningsbehov,
- möjlig laddnings- och urladdningseffekt,
- elpris,
- balanspriser,
- och sannolikheten för aktivering.
Det är först när dessa faktorer kombineras som den verkligt tillgängliga flexibiliteten kan beräknas.
Från teoretisk flexibilitet till verklig flexibilitet
Det är relativt enkelt att konstatera att en elektrisk last på flera MW är flexibel.
Det svåra är att avgöra hur mycket av flexibiliteten som faktiskt går att sälja vid en viss tidpunkt utan att skapa problem senare i driften.
För att gå från potential till faktisk marknadsflexibilitet behöver därför hela kedjan fungera tillsammans.
1. Prognostisera
Systemet behöver prognoser för bland annat:
- ång- och värmebehov,
- elpriser,
- balanspriser,
- tillgänglig kapacitet,
- och lagrets framtida SoC.
2. Optimera och buda
Därefter behöver energianvändning och balansmarknader samoptimeras.
Optimeringen måste:
- respektera tekniska begränsningar,
- följa lagrets SoC,
- ta hänsyn till SoC-beroende laddnings- och urladdningsgränser,
- säkerställa den framtida ångleveransen,
- och beräkna hur stor volym som faktiskt kan erbjudas upp respektive ned.
3. Aktivera
När ett bud accepteras behöver marknadssignalen omsättas i faktisk drift.
Systemet behöver kunna:
- ta emot accepterade bud och aktiveringar,
- fördela aktiveringen till rätt resurs,
- och förändra laddningen utan att störa ångleveransen.
4. Följ upp
Slutligen behöver den faktiska leveransen kontrolleras och återföras till nästa optimering.
Teoretisk flexibilitet är inte samma sak som realiserbar flexibilitet.
Nya produktionsslag förändrar fjärrvärmens möjligheter
Sandbatteriet är ett exempel på en bredare förändring.
För många mindre och medelstora fjärrvärmebolag blir frågan om diversifierad produktion allt viktigare.
Ett system som till stor del är beroende av biobränsle blir känsligt för förändrade bränslepriser. Ett system som elektrifieras kraftigt kan i stället bli känsligt för variationer i elpriset.
Genom att kombinera flera tekniker – exempelvis kraftvärme, värmepumpar, elpannor och olika former av termiska lager – går det att skapa en produktionsportfölj som kan växla mellan olika energibärare och marknader beroende på rådande förutsättningar.
Värmepumpar kan vara attraktiva när förhållandet mellan elpris och alternativ värmekostnad är gynnsamt. Elpannor kan ge hög effekt och betydande flexibilitet. Termiska lager gör det möjligt att separera när energi köps eller produceras från när värmen faktiskt behövs.
Och när dessa resurser samtidigt kan delta på balansmarknaderna förändras kalkylen ytterligare.
Det är därför vi tycker att nya Power-to-Heat-tekniker bör analyseras som en del av hela energisystemet, inte enbart utifrån kostnaden för producerad MWh värme.
Uppdrag åt Norra Smålands Energi
Det här arbetet har sitt ursprung i ett uppdrag som Zizzla genomfört åt Norra Smålands Energi, där vi analyserat lönsamheten för värmepumpar och andra elektrifieringsalternativ i olika faktiska fjärrvärmesystem.
En viktig del av analysen har varit att inte enbart jämföra produktionskostnaden för olika tekniker.
Den verkliga ekonomin påverkas också av:
- hur tekniken samverkar med befintlig produktion,
- variationer i el- och bränslepriser,
- värmebehovet över året,
- termisk lagring,
- effektbegränsningar,
- och vilka möjligheter resurserna har att delta på el- och balansmarknader.
Sandbatteriet är ett tydligt exempel på varför det perspektivet behövs.
Om analysen endast utgår från kostnaden för att producera ånga missas en del av värdet. Den styrbara elektriska lasten och den stora energikapaciteten kan samtidigt skapa flexibilitet för elsystemet och därmed ytterligare ekonomiska möjligheter.
Från energilager till marknadsflexibilitet
Stora högtemperaturlager kombinerar flera egenskaper som är intressanta i ett allt mer elektrifierat energisystem:
stor energikapacitet
styrbar elektrisk effekt
möjlighet till samtidig laddning och urladdning
produktion av högtempererad värme och ånga
Det innebär att lagret både kan fylla en funktion i den lokala värme- eller industriprocessen och bidra till balanseringen av elsystemet.
Men potentialen kommer inte automatiskt.
SoC, processens framtida energibehov, laddnings- och urladdningsgränser och marknadens behov måste hela tiden vägas samman.
För elpannor och värmepumpar tillsammans med hetvattenackumulatorer – och för högtemperaturlager som sandbatterier – kan flexibilitetsmarknader därför skapa en ytterligare värdeström utöver den traditionella energioptimeringen.
För att realisera den behöver produktion, prognoser, optimering, budgivning och aktivering fungera som en sammanhängande process.
Zizzla – från potential till faktisk flexibilitet
Zizzlas plattform kopplar samman produktionsdata, prognoser, optimering, budgivning, marknadsintegration och aktivering.
Genom att optimera både energiproduktion och flexibilitet utifrån anläggningens verkliga tekniska förutsättningar kan resurser som värmepumpar, elpannor och termiska lager användas på flera marknader samtidigt.
Målet är inte bara att identifiera hur mycket flexibilitet som teoretiskt finns i en anläggning.
Målet är att avgöra hur mycket som faktiskt går att använda vid rätt tidpunkt, på rätt marknad och utan att äventyra värme- eller ångleveransen.
Fredrik Martinsson
Utvecklingschef