Storing electricity…few random thoughts

I usually write this blog in finnish, but since these thoughts originated from the comments to a recent post in Carbon Commentary this one will be in english. (See especially the comments by J. M. Korhonen and Dominic Hofstetter.) I want to understand some general issues regarding attractiveness of electricity storage and also how storage schemes are likely to differ between intermittent power sources and baseload power sources.

Since storage would pay for itself from the spread of electricity prices at different times, as a first step, I wanted to know how much do the prices actually vary. I checked this for the Swedish market and show the result in the figure. In Sweden the average range for daily variation in price is about 18 euros/MWh. Data implies that the price varies from about 0.75 times the daily mean price (typically) at night to about 1.25 times the mean price during peak demand.

Swedish spot prices (2012)

So each stored kWh should make a profit from this spread and cannot therefore cost more than this. So it would seem that for large scale electricity storage to be interesting, the cost should certainly be less than about 10 euros/MWh. Unfortunately storing electricity is costly.
Over the lifetime the prices per kilowatt hour can vary from hundreds of dollars to thousands. If we optimistically assume a cost of 100 euros/kWh, to get the cost for a single cycle to the 10 euros/MWh range implies around 10000 cycles. If there is one cycle per day, this implies a lifetime of around 30 years. For battery systems both the cost assumption as well as the lifetime assumption are quite unrealistic. Pumped hydro is somewhat more realistic (although it has its share of problems…see here), but it is geologically limited resource and implies flooding large areas of land.

What kind of efficiency should we expect from our storage system? Let us say we have an efficiency E so that to get 1 kWh of stored electricity for sale, we need to spend 1/E kilowatt hours during storage and lose “minimum price/E” worth of sales. Selling the stored electricity will gain us (at best) “maximum price” and in order for the process to make sense efficiency must be much better than about “minimum price/maximum price”. With Swedish figures anything that has a roundtrip efficiency less than around 60% makes no sense. Naturally, less efficient the system is less it should cost so that it can still make a profit within that 18 euros/MWh range.

Increasing amount of wind power in the grid will increase price volatility. Why this would be desirable is unclear. Typically increased uncertainty is a thing to avoid since it increases the likelihood of proverbial shit reaching all the way up to the proverbial fan. Here it would seem that we first pay someone subsidies for extra volatility and then someone else to get rid of it. Maybe there is beauty in here, but it does seem well hidden. In any case increased volatility can make some storage schemes more viable, but who would build such storage? Currently wind power producers are guaranteed a market AND the price so they do not have an incentive to move their production to some other time periods using storage. For storage the system should be changed so that wind power producers do not get guaranteed prices and have to find actual customers for their product. However, even then the volatility increases to make (theoretical) large scale storage viable would have to be very dramatic and storage schemes would still have to compete with generators burning stored energy contained in fossil fuels.

How would a storage scheme coupled to say wind power compare with a scheme coupled to a baseload power plant? Even if the size of the storage would be the same, storage for wind power would have to live with much larger swings in power levels. A 1 GWe baseload power plant could store night time production at a rate from zero 0 to 1 GWe. If same amount of electricity is produced with wind power storage would be fed with anything between zero and 3 GWe. This would add to the costs. Similar conclusions apply to the rate at which the storage is discharged. If it has to cope with baseload plant dropping off grid, output of 1 GWe is enough. If it has to compensate for swings in wind power production, much more might be required. (Also, it might not be a good idea to put large mass of water moving upwards and then suddenly stop. Reliable pump power seems more fit for this purpose, but someone with required engineering skills can correct me if I am wrong.)

Since the output of a baseload power plant is also predictable, it seems clear that anyone who has storage to spare will find it easier to make a profit by coupling this storage to a baseload power plant. Finally, it should be noted that with wind power storage for about 12 hours is not enough to create a wholly renewable system. Not even close. With such a short time storage we would still need reliable (fossil fuel based most likely) power plants with capacity that is enough to cover all electricity consumption. On the other hand, 12 hours of storage coupled to a baseload power plants would go some way towards removing the need for peaking power plants.

All of the above is of course purely theoretical. I do not see any reason to believe that the cost for electricity storage would become so low as to make it economically viable in anything but fringe applications. Perhaps more viable route is to use night time production to produce heat and fuels that would reduce emissions outside the electricity sector?

Updated on 19.3.2013:  Anders Örbom raised an issue in Twitter as to how representative Sweden is due to price levelling effects of their hydro power. I hand’t thought of that and I used swedish data mainly since that I had readily available. From the link in the text one can also get the spot price in Germany. It turns out that in Germany the daily variation is stronger and amounts to about 39 euros/MWh on average. So there the storage can cost more than in Sweden and still be interesting. Nevertherless, to get the price low enough is still a huge challenge even in Germany.

Kapasiteettikertoimen muutos ja sen vaikutus energiapaletissa

Olen taas oppinut yhtä sun toista mitä en aikaisemmin tiennyt tai jos tiesin, en osannut arvostaa. Olen aikaisemmin ymmärtänyt intuitiivisella tasolla, että kasvava satunnaisten energialähteiden rooli pienentää perusvoiman osuutta energiapaletista  ja suosii alhaisemman pääomakustannusten fossiilisia, koska ne sietävät paremmin alhaisia kapasiteettikertoimia.

Kun luin Oswaldin ja Langin kirjoituksia ymmärsin, että tämä sama mekanismi toimii tietenkin myös fossiilisten vaihtoehtojen välillä. Esimerkiksi tehokkaammat ja pienipäästöisemmät kaasuturbiinit ovat ns. combined-cycle turbiineja (CCGT). Niillä polttoaine muuttuu sähköksi kenties yli 50% hyötysuhteella. Kun tästä turbiinityypistä poistetaan joitain palikoita, jäljelle jää yksinkertaisempi ja tehottomampi open-cycle turbiini (OCGT). Näiden hyösuhteet ovat jossain 35% nurkilla ja päästöt tuotettua kilowattituntia kohden vastaavasti suurempia. Koska tämä turbiini rakennetaan alhaisemmin pääomakustannuksin,  se sietää CCGT:ä paremmin alhaista kapasiteettikerrointa. Hiilivoimaloidenkin kohdalla päästöt voivat poiketa hyvinkin paljon toisistaan, mutta järjestään ne tehokkaammat laitokset vaativat enemmän pääomia ja edellyttävät siis korkeampaa kapasiteettikerrointa ollakseen kannattavia.

Tein pikku harjoituksia tästä nähdäkseni kuinka tämä toimii käytännössä. Oletin kulutuksen seuraavan Iso-Britannian kulutusta (heinäkuu 2010- kesäkuu 2011) mutta niin, että keskimääräinen teho oli 10GW. Tuulivoiman tuotantoprofiili taas on vanha tuttu kombinaatio Irlannin, BPA:n, ja Australian todellisista tuotantotiedoista. Lähdetään ensin liikkeelle tilanteesta missä tuulivoimaa ei ole lainkaan. Ensimmäinen kuva näyttää jokseenkin järkevän esimerkin ydinvoiman, CCGT:n ja OCGT:n kustannuksista kapasiteettikertoimen funktiona. Käytetyt parametrit ovat tästä maailmasta (tosin ydinvoiman pääomakustannuksena käytin mielestäni pessimististä arviota 4000$/kW…kyllä tuota parempaan pystytään, jos niin halutaan). Olennaista on huomata, että käyrät leikkaavat toisensa. Ydinvoima on edullisinta silloin kun kapasiteettikerroin on korkeampi kuin noin 72%, kun taas OCGT tulee halvemmaksi kuin CCGT, kun kapasiteettikerroin putoaa 11% nurkille.

Kuva1: Ydinvoiman, CCGT:n ja OCGT:n kustannus voimalan kapasiteettikertoimen funktiona.

Kuva 2:Pysyvyyskäyrä ilman tuulivoimaa ja niin, että tuulivoiman osuus oli 20 tai 30% kokonaiskulutuksesta.

Millainen kokoelma voimaloita on taloudellisesti perustelluin? Yksinkertainen tapa saada tästä summittainen kuva on käyttää pysyvyyskäyrää (load duration curve). Seuraavan kuvan yläosa esittää kulutuksen pysyvyyskäyrän. Siitä näkee millainen tehotaso on milläkin kapasiteettikertoimella. Näemme siitä (x-akselilla kohdasta 1) esim. että teho ei koskaan putoa noin 6GW:n alle. Elämme siis yhteiskunnassa, joka kuluttaa paljon energiaa myös keskellä yötä. Näemme myös, että noin 50% ajasta tehotaso on 10GW ja joskus harvoin teho nousee aina 16GW:n tasolle asti.

Punaisilla viivoilla olen merkinnyt ne tehotasot, jotka vastaavat pisteitä missä ydinvoima tulee CCGT:ä edullisemmaksi (katkoviiva) ja missä OCGT tulee CCGT:ä edullisemmaksi (kiinteä viiva). Summittaisesti voimme siis arvioida, että huokeimmassa vaihtoehdossa on noin 8.7 GWe ydinvoimaa, 4.1 GWe CCGT ja 3.2GWe OCGT. (Tässä unohdamme toimintahäiriöiden varalle tarvittavat laitokset ja emme keskustele teknisistä haasteista mitä vaadittavat tehonmuutokset aiheuttavat. Ne ongelmat ovat itselleni suurelta osin tuntemattomia.) Tässä sekoituksessa ydinvoima tuottaa 83% kulutuksesta. Se joka ei pidä ydinvoimasta voi kenties korvata ydinvoiman osuuden CCGT laitoksilla ja saavuttaa noin 450 g CO2/kWhe päästötason, kun unohdamme metaanivuotojen kontribuution. Minä pääsen tuolla omalla vaihtoehdollani tasolle 80 g CO2/kWh. Siitä alemmas tietenkin päästään (ja pitää päästä), mutta silloin tarvitsemme korkeampia polttoainekustannuksia fossiilisia polttavissa voimalaitoksissa, alhaisempien pääomakustannusten ydinvoimaloita, CO2 maksuja tai tukiaisia.

Lisätään sitten tuulivoimaa verkkoon 20-30% kokonaiskulutuksesta. (Tämä on taso missä tuulivoiman integraatio-ongelmat ja kustannukset alkavat nopeasti kasvamaan.) Pysyvyyskäyrät mistä on vähennetty tuulivoiman tuotanto on esitetty alemmassa kuvassa. Koska tuulivoimatuotanto voi hävitä kokonaan, ei käyrän vasemmalle laidalle tapahdu juuri mitään. Tarvitsemme yhä saman maksimitehon kuin ennenkin. Sen sijaan pysyvyyskäyrä painuu oikealla (korkeat kapasiteettikertoimet) alas. Kun tuulta on lisätty (tukiasten voimalla) verkoon 20%, “optimaalinen” sekoitus olisi noin 6.4 GWe ydinvoimaa, 4.7GWe CCGT ja 4.9GWe OCGT. (Tuotannosta 18% CCGT, 1% OCGT, 61% ydinvoimaa, 20% tuulivoimaa.)

Taloudellisesti perusteltu ydinvoiman määrä on siis nyt pudonnut pari GWe ja tarvittava kaasuvoimaloiden määrä on NOUSSUT 1.3 GWe. Tämä nousu on taas keskittynyt kaikkein tehottomimpiin kaasuvoimaloihin. Tuulivoima on siis tuottanut jonkin verran päästövähennyksiä verrattuna täysin fossiiliseen vaihtoehtoon, mutta samalla se on muuttanut kannattavuuslaskelmia muualla energiasektorilla niin, että muu sähköntuotanto kannattaa rakentaa enemmän saastuttavien fossiilisten voimalaitosten varaan.

Liian harva vaivautuu tarkastelemaan energiainfrastruktuuria kokonaisuutena. Usein tuntuu riittävän etsiä syntipukkeja ja olla “hyvän puolella pahaa vastaan”. Unohtaa, että se “hyvä” on rakennettu toimimaan “pahan” varassa. Samoin liian moni tuntuu pitävän kosmeettisia parinkymmenen prosentin vähennyksiä riittävänä kontribuutiona. Logiikka tuntuu olevan, että sitä suuremmat päästövähennykset ovat seuraavan sukupolven ongelma eikä meidän päätöksillämme ole vaikutusta siihen kuinka helppoa niitä suurempia päästövähennyksiä on myöhemmin aikaansaada. Tämä oletus on väärä ja lähtökohtakin on eettisesti arvelluttava.

Aiheeseen liittyvää luettavaa:

1. Gaia blogissa on ollut paljon asiallista keskustelua tähän liittyvistä aiheista
2. Peter Lang on kirjoittanut näistä paljon. Brave New Climate blogissa mm. tämä: http://bravenewclimate.com/2009/08/08/does-wind-power-reduce-carbon-emissions/
3. James Oswald et al., “Will British weather provide reliable electricity?”, Energy Policy 36, 3212 (2008).
4. Herbert Inhaber, “Why wind power does not deliver the expected emissions reductions”, Renewable and Sustainable Energy Reviews 15, 2557 (2011).
5. MIT:n symposium “Managing Large-Scale Penetration of Intermittent Renewables.” Julkaisi aihetta sivuten raportin missä on paljon hyvää materiaalia http://web.mit.edu/mitei/research/reports/intermittent-renewables.html

Suomen liikenteen sähköistys?

Pitkällä tähtäimellä maaliikenteen sähköistys vaikuttaa minusta luontevalta tavoitteelta, mutta mitä tämä vaatisi sähköntuotannolta? Tässä hutiloiden tehtyjä arviota tarvittavasti sähkötehosta ja siitä mitä muutoksia liikenteen sähköistys voisi vaatia sähköverkon rakenteessa. Tekijän kaksi virheet ovat varmasti mahdollisia, mutta viis niistä. Tässä on nyt kyse lähinnä suuruusluokista. Käytän lähtötietoina nykyisiä liikennemääriä ja en oleta tilanteeseen muita dramaattisia muutoksia tulevaisuudessa kuin sen, että liikenteen tarvitsema energia tuotetaan jatkossa sähköllä. Nykyään Suomessa on noin 3 miljoonaa ajoneuvoa. Arvioidaan tyypillisen auton vaativan 5 litraa polttoainetta 100km kohti mikä on suunnilleen 44kWh/100km. Polttoainetta Suomessa kuluu nähtävästi noin 5 miljardia litraa vuodessa joten kukin auto ajaa (maantieajoa) keskimäärin noin 90km päivässä. Jos sähköauton kulutus on noin 20kWh/100km, kukin auto kuluttaa päivässä noin 18kWh ja kokonaisvuosikulutus olisi noin 54 000000 kWh/päivä. Jos tämä energia jaetaan 12 tunnin ajalle jolloin suurin osa kilometreistä varmasti ajettaisiin, tehontarve on noin 4.5GW.

19.4.2010 Suomen huippukulutus oli noin 10300MWh/h ja minimikulutus noin 8700 MWh/h. Näiden erotus on siis suuruusluokaltaan 2GW. Jos autot ladataan sen “toisen”12 tunnin aikana, tarvittava 4.5GW teho antaa ymmärtää, että lisätehon tarve on vähintään noin 2.5GW mikäli nykyisiä vain huipputehon aikana päällä olevia voimalaitoksia ajettaisiin 24h vuorokaudessa. Mikäli tämä varavoiman ajo perusvoimana ei ole järkevää joko esim. taloudellisesti tai ympäristösyistä, uuden sähkötehon tarve olisi lähempänä aikaisempaa 4.5GW arviota.

Toisin sanoen pidemmällä tähtäimellä sähköautot vaatisivat melko huomattavasti lisää sähköntuotantoa ja sellaista tuotantoa joka on päällä myös yöllä (perusvoimaa siis). Numerot ovat sen suuntaisia, että jos kaikki autot ladattaisiin keskellä yötä (2400-0600), niin vaadittava teho on samaa suuruusluokkaa kuin nykyinen huipputeho. Toisaalta osa autoista ladattaisiin keskellä päivää jne. joten todellisuudessa tuskin tilanne menisi siihen, että yöllä kulutus olisi päivää korkeampi. Liikenteen sähköistyminen näyttäisi siis ajavan energiantuotantoa siihen suuntaan, että suurempi osa energiantuotannosta on perusvoimaa ja pienempi osa varavoimaa. Tämä oletettavasti voi niin halutessamme alentaa sähköntuotannon kustannuksia. Lisätehon tarve pienenee mikäli ihmiset käyttävät enemmän julkisia liikennevälineitä, mutta nollaan se ei putoa.

Sähköautojen käyttö esim. tuulivoiman varastoimiseen tyyniä jaksoja varten on mielenkiintoinen ehdotus, mutta en pidä realistisena oletuksena ainakaan sitä, että ihmiset eivät nousisi autoihinsa esim. aamulla töihin lähtiessään tai illalla töistä palatessaan mikäli on tyyntä. Tämän vuoksi tuulivoima näyttäisi tarvitsevan sen (yleensä fossiilisen) tukivoiman joka tapauksessa. Toisaalta huomattava sähkönvarastointi voisi auttaa tuulivoiman ennustevirheiden aiheuttamien päästöjen pienentämisessä, koska voimme yleensä luottaa siihen, että keskellä arkipäivää suurin osa henkilöautoista on parkkeerattuna työpaikkojen lähistölle. Näiden akkujen tuottama teho voi mahdollistaa backupin alasajoa täksi ajaksi. Toisaalta autoilijoiden on myös kyettävä luottamaan siihen, että sähköä on saatavilla silloin kun autojen akut ladataan ja tähän tarpeeseen tuulivoima vastaisi satunnaisesti.