Tre problem som batterier i elnätet löser

2020-08-27 06:00  

Flera knutar i elnäten kan lösas av batterier. Flaskhalsar, störningar från solceller och minskad svängmassa är några. Men knäckfrågan är att nå lönsamhet.

Under många år har det talats om att energilager, till exempel i form av batterier, kommer att behövas i elsystemet i allt större utsträckning i takt med energiomställningen. När mer el kommer från variabla förnybara energikällor behöver energi kunna sparas.

För stora energimängder, som ska sparas över långa tider, är batterier inte den bästa lösningen. Där är vätgas eller pumpkraft bättre. Men för små energimängder, som snabbt ska flyttas in på eller ut ur elnätet, är batterier lovande.

I flera länder, till exempel Tyskland, Australien och Storbritannien, har stora batteriparker uppförts. Sverige har dock präglats av småskaliga projekt, finansierade med forskningspengar.

Läs mer: Teslabatterierna räddade elnätet vid jätteavbrottet

Men nu börjar saker hända. Större kommersiella projekt har dykt upp, till exempel Fortums satsning på en batteripark i Forshuvud och Vattenfalls kommande installation av batterier i Uppsala.

1. Flaskhalsar i elnätet

Än så länge är det bara en grusplan som syns av Vattenfalls batterisatsning i Gränby i utkanten av Uppsala. Marken bearbetas med en grävmaskin och en padda i högsommarvärmen.

Anders Johansson.Foto: Linda Nohrstedt

Här vidtar bolaget en åtgärd för att lindra det allra största problemet i elnätet just nu: kapacitetsbristen i stamnätet runt storstäderna.

Det är helt enkelt för trångt i elnätet, vilket har gjort att stamnätsägaren Svenska kraftnät har sagt nej till företag och industrier som vill ta ut mer effekt från regionnätet. Särskilt ansträngd är situationen i Uppsala, Stockholm, Västerås och Malmö.

Förstärkningar av stamnätet kring Uppsala är på gång men tar tid. Därför ska Vattenfall i höst installera en batteripark om 5 MW och 20 MWh här. Planen är att den ska tas i drift före jul.

– Vi tror att det kommer att ge en lättnad. Potentialen kan vara stor i vissa lägen, säger Peter Söderström, innovationschef på Vattenfall Eldistribution.

Så här ska batteriparken i Uppsala se ut när den är klar. Den kommer att ägas och drivas av Vattenfall Network Solutions, som sedan säljer tjänster till nätbolaget Vattenfall Eldistribution.Foto: Vattenfall

Han kan dock inte lova att fler företagskunder kommer att kunna ansluta sig till elnätet tack vare de nya batterierna.

– Batterilagret är inte någon ”silver bullet”, man måste vidta ett paket med åtgärder. Det här blir ett bidrag, säger han när vi lämnar byggarbetsplatsen.

Om batteriparken kommer att bli lönsam kan han inte svara på i dag.

– Om batterilagret kan ge billigare tjänster än något annat sätt… Nej, det får visa sig, säger han.

2. Störningar från solceller

Det finns dock fler orsaker än flaskhalsar till att allt fler börjar snegla på batterier som en lösning i elnäten. Anna Wolf, sakkunnig på elkraftsbranschens intresseorganisation Power Circle, pekar dels på den senaste tidens prisras på litiumjonbatterier, dels på att förnybara energikällor har skapat nya behov.

– Variabel elproduktion som sker långt ut i elnätet, exempelvis solel, medför nya typer av utmaningar, säger hon.

Framför allt är det ökningen av laddbara fordon och solcellsanläggningar som kan skapa svårigheter. Redan nu upplever nätbolag lokala effekttoppar på grund av laddfordon, och på flera platser har också större solcellsinstallationer börjat orsaka störningar, konstaterar Power Circle i en rapport som publicerades i våras.

Störningarna från solceller handlar om att spänningsnivån i det omgivande nätet kan påverkas. För något år sedan fick några kunder i Tekniska verkens elnät i Linköping 260 volts spänning efter ett par större solcellsinstallationer. Störningarna ledde till att nätet fick byggas ut.

I en simuleringsstudie som Uppsala universitet och Herrljunga Elektriska gjorde år 2018 kom forskarna fram till att andelen solel i Herrljungas nät inte fick överstiga 22 procent om spänningen skulle hållas på acceptabel nivå.

– Solenergin är väldigt ojämnt fördelad över året och dygnet. Vid lunchtid på sommaren har man ofta en överproduktion av effekt och ju högre effekt man matar ut på nätet desto högre blir belastningen på kablarna. Då får man högre förluster och högre spänning lokalt i nätet, säger Joakim Widén, professor i byggteknik på Uppsala universitet.

I Herrljunga skulle gränsen för solel kunna skjutas till 30 procent, enligt simuleringarna. Men då måste utmatningen av effekt från solcellerna begränsas. Överskottet som inte går ut på elnätet kan i stället sparas i batterier. Det var det enda möjliga alternativet till att förstärka elnätet, enligt forskarna.

– Men man behöver inte ha så värst stora batterier, för det handlar om att ta hand om en ganska liten energimängd, så länge batterierna klarar att ladda upp med den effekten, säger Joakim Widén.

3. Minskad svängmassa

Omställningen av elsystemet, med mindre kärnkraft och mer förnybar elproduktion, gör också att mängden svängmassa har minskat. För att lösa det problemet har batterier redan börjat användas.

Svängmassa är den samlade mängden roterande massa, i form av turbiner, generatorer och motorer, som snurrar i takt med frekvensen i elnätet. Den skapar en tröghet i systemet som hjälper till att dämpa frekvensfallet om något fel uppstår, som till exempel att en produktionsanläggning faller ifrån.

När svängmassan minskar påverkar det alltså elsystemets robusthet negativt. För att åtgärda det har Svenska kraftnät i år infört en ny stödtjänst, Fast Frequency Response, FFR. För att få leverera tjänsten måste effekt kunna tankas in på elnätet mycket snabbt, mellan 0,7 och 1,3 sekunder, om frekvensen går ned. I praktiken är det bara batterier och elpannor som klarar FFR-kraven.

Men redan innan den nya FFR-marknaden var klar satsade Fortum på att bygga en batteripark vid vattenkraftverket Forshuvud utanför Borlänge, vilket Ny Teknik tidigare har berättat om.

Flygbild över Forshuvuds vattenkraftverk. Batteriparken med Teslabatterier ses till vänster i bild. Foto: Fortum

Kraftstationen har länge använts för frekvensreglering, men genom att koppla ihop vattenkraftverket och batteriparken hoppades Fortum kunna minska slitaget på vattenkraftsaggregatet. Snabba förändringar i vattenflöde och motstånd sliter på utrustningen.

Ett egenutvecklat styrsystem ser till att batterierna och vattenkraften samspelar vid frekvensregleringen.

– Batteriet tar den snabba responsen och vattenkraften rampar upp väldigt långsamt så att det minskar slitaget på kraftverket. Men vi tar inte så mycket energi från batteriet vid varje frekvensavvikelse, vilket är bra eftersom det sliter på batteriet, säger Alessandro Ferraris, affärsutvecklare på Fortum.

Men det har inte varit helt lätt att få de båda enheterna att samverka på bästa sätt.

– Vi har uppdaterat algoritmen många gånger och lärt oss jättemycket. Från början var det svårt att trimma systemet och hitta rätt balans. Det har tagit några månader innan vi kunde minimera effekten från batteriet och inte ha ett för snabbt kraftverk, säger Alessandro Ferraris.

Foto: Fortum

Batteriparken omfattar 5 MW och består av litiumjonceller från Tesla. De står i skåp under en carportliknande byggnad intill ställverket vid kraftstationen.

Sedan batteriparken installerades levererar Fortum två typer av frekvensreglering från kraftstationen: dels den snabba FFR-tjänsten, då bara batterierna aktiveras, dels tjänsten FCR-N, som måste vara mer uthållig (se faktaruta). Då måste vattenkraftverket finnas med för att kunna fylla på batteriet.

Fortum tycker att batteriparken har fungerat bra men kan ännu inte utvärdera hur lönsam den är.

– Vi ser att det blir mindre rörelse på turbinen och det betyder mindre slitage, men hur mycket mindre är för tidigt att säga. Vi måste ha många fler körtimmar för att utvärdera det, säger Alessandro Ferraris.

Ännu har bolaget inte tagit några beslut om investering i fler batteriparker. Men om den systemansvariga myndigheten Svenska kraftnät ändrar kraven så att effektökning i frekvensregleringen måste ske jämnare än i dag så kan det bli aktuellt med nya satsningar.

Framtiden: Tveksamhet kring lönsamhet

Traditionellt sett är det främst vattenkraften som bidrar med frekvensreglering i Sverige. Men nu ökar intresset för att också använda batterier.

Alessandro Ferraris tycker dock att det finns stor ekonomisk osäkerhet förknippad med batterier.

– I många fall har leveransen av FCR ingen kostnad för vattenkraften. Det blir osäkert att investera i frekvensreglering när det finns så mycket kraftproduktion som kan leverera det gratis, säger Alessandro Ferraris.

Samtidigt kan det finnas år när det är ont om vatten i magasinen. Då blir det dyrt för vattenkraften att leverera frekvensreglering. Det kan bli gyllene år för batterier.

Även Power Circle konstaterar att batterier är en osäker investering i elnätet jämfört med att satsa på en ny kabel. Nyckeln är att åstadkomma intäkter från flera olika håll.

Ett batteri som till exempel används för att lösa flaskhalsproblem i elnätet några få timmar per år kan dra in pengar från frekvensreglering övriga tider på året.

En sådan lösning ska utvärderas i ett forskningsprojekt på Bolidens återvinningsanläggning i Landskrona. Ett batteri om 500 kW som installeras där ska kunna ge intäkter till fyra olika bolag.

Målet är att ett styrsystem automatiskt ska identifiera var batteriet gör störst ekonomisk nytta. Lokalt hos Boliden, där överskottsel från solceller kan lagras, i Landskrona Energis lokalnät, i Eon Energidistributions regionnät, eller i elsystemet nationellt genom frekvensreglering.

Enligt Anna Wolf på Power Circle finns det en enorm potential för batterier i elnätet.

– Jag tror att det finns en jättestor potential för batterier att lösa kortsiktiga lagringsbehov och flaskhalsar och ge frekvensreglering. Men för säsongslagring blir batterier för dyrt, säger hon.

I dagsläget är dock varken regelverk eller affärsmodeller anpassade för att nätbolag ska skaffa batterier. Ny lagstiftning är på gång som innebär att nätbolag endast i undantagsfall får äga batterier.

Power Circle konstaterar att för att batterier ska kunna lösa problem i elnätet snabbt och samhällsekonomiskt effektivt så måste bättre marknadslösningar tas fram och regelverket justeras.

Frekvensreglering

Det finns flera stödtjänster för att reglera frekvensen i elsystemet:

FCR-N är frekvensreglering för normaldrift. Aktiveras när frekvensen är mellan 49,9 och 50,1 Hz.

FCR-D är frekvensreglering vid störning. Aktiveras när frekvensen går under 49,9 Hz.

FFR är en ny tjänst som aktiveras antingen vid 49,7 Hz, 49,6 Hz eller 49,5 Hz. Aktören väljer själv något av alternativen för sitt bud, men ju lägre frekvensen är desto snabbare måste resursen aktiveras.

Källa: Svenska kraftnät

Batteriernas olika nyttor

Produktion: elhandel (arbitrage), kapacitetsutjämning, minska spill (elproduktion som går till spillo), effektreserv.

Överföring: frekvensreglering, dödnätsstart, spänningsreglering, reaktiv effekt, skjuta upp nätinvesteringar, flaskhalshantering.

Användning: elkvalitet, ökad egenkonsumtion, minska effekttoppar, reservkraft.

Källa: ”Lokal energilagring eller traditionella nätförstärkningar?” Power Circle, 2020.

Linda Nohrstedt

Kommentarer

Välkommen att säga din mening på Ny Teknik.

Principen för våra regler är enkel: visa respekt för de personer vi skriver om och andra läsare som kommenterar artiklarna. Alla kommentarer modereras efter publiceringen av Ny Teknik eller av oss anlitad personal.

  Kommentarer

Debatt