El från nya anläggningar

Transkript

1 El från nya anläggningar

2 El från nya anläggningar Jämförelse mellan olika tekniker för elgenerering med avseende på kostnader och utvecklingstendenser Mats Bärring Jan-Olof Gustafsson Per-Axel Nilsson Hans Ohlsson Fredrik Olsson Elforsk rapport nr 00:01 Januari 2000 I

3 II

4 Förord Syftet med detta arbete har varit att sammanställa beskrivningar, huvuddata och ekonomi för olika sätt att generera el samt att indikera hur dessa kan komma att utvecklas under en tioårsperiod. Många faktorer påverkar kostnaderna för att producera el med olika alternativ. Vissa faktorer förändras ofta eller är föremål för olika värdering av skilda aktörer. För att göra jämförelserna mer överskådliga och för att lätt kunna variera styrande kostnadsparametrar har en användarvänlig datorbaserad modell för beräkning och redovisning av elproduktionskostnader tagits fram och som kan hämtas från Internet på adress /www. elforsk.se/varme/varm-nyanl.html. Arbetet har utförts av Mats Bärring, Per-Axel Nilsson, Hans Ohlsson, Fredrik Olsson samt Jan-Olof Gustafsson, samtliga Sycon Energikonsult, på uppdrag av Elforsk med finansiering från Energimyndigheten och medlemsföretagen i Svenska Kraftverksföreningen. Projektet har följts av en referensgrupp med följande deltagare: Bengt Arnell, Birka Energi, Ulf Arvidsson, Elforsk, Stefan Goldkuhl, Energimyndigheten, Harald Hægermark, Elforsk, Per-Eric Jacobsson, Brista Kraft, Anders Klarström, Norrköping Miljö&Energi, Kalle Lindholm, Kraftverksföreningen, Karin Oskarsson, Birka Energi, Jan E Magnusson, Energimyndigheten, Björn Persson, Göteborg Energi, Susann Persson, Energimyndigheten, Krister Ståhl, Sydkraft, Johan Tollin, Vattenfall, Sten Åfeldt, Energimyndigheten. Stockholm januari 2000 Ulf Arvidsson Elforsk AB Programområde Värmekraft och ny elproduktionsteknik III

5 IV

6 Sammanfattning Dagens teknikalternativ Denna rapport beskriver dagens kommersiella tekniker utifrån principiell uppbyggnad, prestanda och ekonomi. I gruppen kommersiella teknikalternativ har följande tekniker behandlats: Biobränslebaserad kraftvärme Avfallsbaserad kraftvärme Kolbaserad kraftvärme Kolbaserad kondenskraft Naturgasbaserad kraftvärme (gasturbinprocesser, motorer) Naturgasbaserad kondenskraft Vindkraft Vattenkraft Förutsättningar för teknikutveckling Utvecklingen av befintliga och nya tekniker för elproduktion styrs av ekonomiska faktorer. Detta innebär att det måste finnas en marknadspotential och att tekniken måste kunna bli konkurrenskraftig på den aktuella marknaden. Konkurrenskraften påverkas även av flera andra faktorer, såsom utveckling av elpriser, bränslepriser, skatter, bidrag samt möjlighet att erhålla erforderliga tillstånd. Faktorer av stor betydelse är: Harmonisering med EU:s energipolitik och regelsystem. Kärnkraftens utnyttjning under perioden. Åtaganden avseende CO 2 - tak och CO 2 -reduktion Avregleringen av elmarknaden Vidareutveckling av dagens teknikalternativ Sannolik utveckling av dagens kommersiella tekniker redovisas utifrån tillgänglig information. Utvecklingen kännetecknas av följande: Biobränslebaserad kraftvärme Material- och systemutveckling behövs för att i första hand undvika korrosion i överhettare och i andra hand åstadkomma högre ångdata och elverkningsgrader. Totalverkningsgrad förefaller bli viktigare än elverkningsgrad under perioden. Fortsatt fokus förväntas på miljöprestanda och restprodukter. Avfallsbaserad kraftvärme Ökade krav förväntas för emissioner och restprodukter. Deponeringsskatt och planerat förbud att deponera brännbart avfall, kommer att öka intresset för sortering, återanvändning och destruktion, vilket också kan påverka avfallets förbränningsegenskaper. Fortsatt forskning samt material- och systemutveckling krävs för att bemästra korrosion på eldstadstuber och överhettare. V

7 Kolbaserad kraftproduktion Kravet på CO 2 -reduktion samt konkurrens från naturgasbaserade anläggningar fortsätter sannolikt att pressa upp ångdata för stora kolbaserade kondensanläggningar. Ytterligare höjning av ångdata förväntas för pulvereldade pannor till 330 bar och 630 o C, vilket innebär att verkningsgrader över 50 % med nya material kan uppnås. Nästa utvecklingssteg för att nå verkningsgrader upp mot 55 % med nickelbaserade superlegeringar har inletts. Fokus förväntas på vidareutveckling av material (utan krav på värmebehandling efter svetsning), systemutveckling och tubutformning. Naturgasbaserad kraftproduktion Nya stora och medelstora anläggningar baseras sannolikt till stor del på processer med gasturbiner. Under den senaste 10-årsperioden har verkningsgraden pressats uppåt och investeringskostnaden nedåt. För stora kombianläggningar och kondensdrift är redan verkningsgrader på runt 60 % inom räckhåll. Denna tekniknivå kommer att verifieras under perioden. För mindre gasturbiner kan rekuperatorer höja verkningsgraden, speciellt i kombination med mellankylning i kompressorn. Viktiga utvecklingsområden är material, kyldesign, skyddsbeläggningar (coatings) och underhåll för heta delar. Vindkraft Utvecklingen går fortfarande mot allt större verk. Anledningarna till detta är flera, bland annat bättre utnyttjande av goda vindlägen, mindre visuell störning av färre stora verk än flera små samt lägre elproduktionskostnad. Tillgången till nya lägen är en begränsning för etableringen av ny vindkraft, vilket medfört ett ökande intresse för vindkraft till havs. Vattenkraft I dag och i ett längre perspektiv beror möjligheterna att utnyttja vattenkraft i allt större utsträckning på miljöpåverkan av en utbyggnad. I dagsläget är den övervägande delen av utbyggnadsbara lägen skyddade enligt miljöbalken med geografiska särbestämmelser. Ny teknik Det finns en lång rad nya omvandlingstekniker, där det sker eller har skett aktiviteter i form av studier, forskning, utveckling och demonstration. Utgångspunkten för denna rapport var att välja vilken teknik som ligger närmast till hands för att kunna kommersialiseras under perioden fram till 2010: Biobränslen: Förgasning och kombicykel (IGCC) Indirekt eldad GT Småskalig teknik Stenkol: Termisk förgasning (IGCC) PFBC Naturgas: Bränsleceller Evaporativ gasturbin Mikroturbiner (ca 100 kw e ) Stirlingmotorer Solenergi: Solceller VI

8 I ett längre perspektiv kan andra processer bli aktuella, till exempel processer för CO 2 - fri elproduktion (t ex genom CO 2 -avskiljning), vätgasbaserade system, ny förgasningsteknik samt nya gasturbinprocesser som kemiskt rekuperativa gasturbinprocesser. Avgörande faktorer som är av intresse för bedömningen av teknikers möjlighet att nå en kommersiell status i Sverige 2010: Status idag Möjlighet att vara kommersiellt tillgänglig 2010 Konkurrenskraft i jämförelse med andra tekniker Marknad i Sverige 2010 Med begreppet kommersiellt tillgänglig avses teknik där leverantören kan lämna kommersiella garantier för prestanda och funktion (inklusive tillgänglighet). För att en teknik ska vara kommersiellt tillgänglig år 2010 bör den vara demonstrerad i full skala innan. Detta kan inte förväntas ske utan goda möjligheter att kunna konkurrera med andra tekniker med samma bränsle och för samma applikationer. De utvecklande företagen måste också under överskådlig tid kunna se en tydlig marknad, i regel en internationell marknad. Nedan redovisas de tekniker som ansetts mest lovande för ett kommersiellt genombrott, även om den svenska marknaden är osäker för samtliga alternativ. Grupp 1 Teknik för större anläggningar Evaporativ gasturbin EvGT Baslast kol PFBC Förgasning av biobränslen Bio-IGCC Indirekt eldad gasturbin Grupp 2 Teknik för småskaliga anläggningar Mikroturbin (GT) Stirlingmotor Polymer-bränslecell (PEFC) Fastoxid-bränslecell (SOFC) Det är viktigt att framhålla att de tekniker som sorterats bort mycket väl kan vara intressanta för vissa nischer och processer. Utvecklingsbehov för ny teknik Teknikutveckling styrs normalt av ekonomiska faktorer. Effektivitet, miljöfördelar, god ekonomi är avgörande för konkurrenskraft. För utveckling av nya tekniker är det naturligtvis avgörande att det finns aktörer med tillräcklig uthållighet vad gäller tid och ekonomi. Dessa aktörer är i synnerhet: Teknikutvecklande företag / tillverkare Energiföretag, kunder Myndigheter, EU Högskolor VII

9 På en avreglerad elmarknad, då osäkerheterna ökar och marginalerna minskar, finns en tydlig tendens mot minskad riskbenägenhet och minskad långsiktighet. Detta innebär att stöd från myndigheter/eu kan få större vikt för att driva på utvecklingen av ny teknik. Även med tillräckliga drivande krafter under den kommande 10-årsperioden återstår en hel del utveckling, tester och demonstration för flertalet av de nya teknikerna. En stor del av denna utveckling sker internationellt, medan en del bör göras i Sverige. I det följande anges svenska intressen för nämnda tekniker: Pressurised Fluidised Bed Combustion, PFBC Svensk industri via ABB är teknikledande. Ny kolkraft är sannolikt inte aktuell för Sverige under den närmaste 10-årsperioden. Den internationella marknaden blir därmed helt avgörande Evaporativ gasturbin, EvGT Med demonstrationsanläggningen inom EvGT-projektet i Lund har Sverige kommit längst i världen, även om USA ligger långt framme. Tekniken är en stark konkurrent till naturgasbaserad kombianläggning, andra gasturbinprocesser samt motorer. Bio-IGCC Sverige får med svenska TPS och svensk/finska Bioflow tillsammans med Finland anses vara teknikledande på bioförgasningsområdet. Den internationella marknaden blir avgörande för de fortsatta svenska utvecklingsinsatserna. Polymer bränslecell, PEFC Huvudsaklig utveckling sker i Kanada, USA och Japan. Traktionära tillämpningar (hybridfordon) har varit en starkt drivande faktor för utvecklingen. Intresset i Sverige kan vara anpassning av tekniken för småskalig kraftvärme. Indirekt eldad gasturbin Utvecklingsinsatser för värmeväxlare har skett i USA (keramiska) och sker idag inom EU-projekt (superlegering- ODS). Tekniken som är ett alternativ för effektiv fastbränslebaserad kraftvärme, kan bli intressant för Sverige, i första hand med biobränslen. Fastoxid bränslecell, SOFC Utmanare till naturgasdrivna gasturbinprocesser och gasmotorer. Utvecklingsinsatser kan gälla SOFC integrering med gasturbinprocesser samt kraftvärmeanpassningar. Mikroturbin Genom Vattenfall och Volvos satsning ligger Sverige långt framme i utvecklingen. Det finns ett tydligt internationellt intresse för distribuerad kraftvärme. Stirlingmotor Utvecklad teknik av Kockums. Småskalig biobränslebaserad kraftvärme kan bli intressant i det längre perspektivet. VIII

10 Elproduktionskostnad Förutsättningar Beräkning av elproduktionskostnad har gjorts för ett antal anläggningar som representerar dagens kommersiella teknik. ANLÄGGNING ELEFFEKT [MW] BRÄNSLE BETECKNING Kolkondens 400 Stenkol KK400 Gaskombikondens 400 Naturgas GKK400 Kolkraftvärme 100 Stenkol KKVV100 Gaskombikraftvärme 150 Naturgas GKKVV150 Gaskombikraftvärme 40 Naturgas GKKVV40 Biobränslekraftvärme 80 Biobränsle BKVV80 Biobränslekraftvärme 30 Biobränsle BKVV30 Biobränslekraftvärme 10 Biobränsle BKVV10 Avfallskraftvärme 30 Avfall AKVV30 Vindkraft 0,6 VI06 Vattenkraft-låg * VA-låg Vattenkraft-hög * VA-hög * Kostnaden för vattenkraft är i mycket hög grad beroende av de lokala förutsättningarna varför det är svårt att beskriva kostnaderna i generella termer. Av detta skäl har beräkningar gjorts för två nivåer, vatten-låg respektive vatten-hög. Tabell 0.1 Anläggningar som representerar dagens kommersiella teknik ANLÄGGNING ELEFFEKT [MW] BRÄNSLE BETECKNING Gasmotor 1 Naturgas GM1 Gasturbin 1 Naturgas GT1 Gasmotor 0,1 Naturgas GM01 Gasturbin 0,1 Naturgas GT01 Tabell 0.2 Anläggningar som representerar dagens småskaliga kommersiella teknik Kostnadsberäkningarna är gjorda med specifika indata för respektive anläggning samt med generella förutsättningar enligt nedan. Utöver ovan nämnda tekniker har beräkningar utförts även för vissa utvecklade respektive nya tekniker. Dessa är: Utveckling av dagens teknik Biobränsleeldad ångcykel 30 MW el Kolkondens 400 MW el Gaskombikraftvärme 150 MW el Vindkraft 3 MW el IX

11 Ny teknik Biobränsle IGCC Stenkol PFBC Naturgaseldad evaporativ gasturbin, EvGT Naturgasdriven polymerelektrolytbränslecell, PEFC Bränslepriser För beräkningarna har följande bränslepriser använts. Priserna är angivna exklusive skatter: Biobränsle: Avfall: Stenkol: Naturgas > 50MW: Naturgas < 50 MW: 110 kr/mwh (skogsrester) -50 kr/mwh (motsvarar en intäkt för mottaget avfall av 150 kr/ton) 50 kr/mwh 100 kr/mwh 140 kr/mwh Ränta och avskrivningstid Beräkning av produktionskostnaden för el (och i förekommande fall även värme) har gjorts enligt annuitetsmetoden med 6 % real kalkylränta och 20 års avskrivningstid. I figur 0.1 och 0.2 presenteras elproduktionskostnaden för en realränta på 4 %, som kan spegla kostnaden utan hänsyn till vinst eller riskmarginaler, respektive 8 % som kan spegla en affärsmässig nivå där hänsyn tas även till vinst och risker. För de mindre anläggningarna, <1 MW el har en avskrivningstid på 15 år och för vattenkraft en avskrivningstid på 40 år använts. Utnyttjningstid Följande utnyttjningstider har använts i beräkningarna: Kondensanläggningar Kraftvärmeanläggningar Vindkraftanläggning 600 kw Avfallsförbränning tim/år tim/år tim/år tim/år Skatter, avgifter och bidrag Beräkningar har gjorts för två fall, med respektive utan skatter, avgifter och bidrag. Vid beräkning med skatter, avgifter och bidrag ingår: Energiskatt Koldioxidskatt Svavelskatt NOx-avgift (nettoeffekt) Investeringsbidrag Driftbidrag En beräkning utan skatter, avgifter och bidrag är rensad från ovanstående parametrar. X

12 Värmekreditering I en kraftvärmeanläggning, där både el och värme produceras, måste vid beräkning av elproduktionskostnaden den samtidigt producerade och nyttiggjorda värmen åsättas ett värde. För samtliga anläggningar, utom kraftvärmeanläggningarna på 100 kw, är värmekrediteringen 11,5 öre/kwh värme, vilket motsvarar den rörliga kostnaden för värmeproduktion i en biobränsleeldad hetvattencentral utrustad med rökgaskondensering. Beroende på det aktuella verkliga systemet som en beräkning görs för, kan värmekrediteringen även bestå av en fast del (effektkreditering). Detta betyder att det krävs kompletterande kapacitet för värmeproduktion i det aktuella systemet om inte kraftvärmeverket byggs. Då ska investeringen för kraftvärmeverket reduceras (fast kreditering) med investeringen samt fast drift- och underhållskostnad för en hetvattencentral med samma värmeeffekt. Följande förslag till fast kreditering enligt ovan är angivet i beräkningsmodellen: Värmeeffekt [MW] Fast kreditering [kr/kw,år] Tabell 0.3 Fast värmekreditering För 100 kw-anläggningarna antas alternativet istället vara en egen oljeeldad panna. Den rörliga krediteringen kan därför uppgå till ca 16 öre/kwh värme exklusive skatt (alternativt ca 35 öre/kwh värme inklusive hänsyn till skatt). På motsvarande sätt uppgår den fasta krediteringen till ca 125 kr/kw,år. Beräkningsmodellen Följande kostnader beaktas i beräkningarna: Annuitetsberäknad kapitalkostnad med hänsyn till eventuellt investeringsbidrag Fast drift- och underhållskostnad Rörlig drift- och underhållskostnad inkl netto NO x -avgift Skatter (energiskatt, koldioxidskatt och svavelskatt) Bränsle Lokaliseringsspecifika kostnader Följande intäkter beaktas i beräkningarna: Fast värmekreditering Rörlig värmekreditering Miljöbonus För att modellen ska vara hanterbar har vissa förenklingar av beräkningarna gjorts. En sammanställning av dessa, samt ungefärliga effekter, finns i rapporten. XI

13 Kostnadsberäkningar dagens teknik Beräkningar har gjorts av elproduktionskostnaden för samtliga anläggningsalternativ med de förutsättningar som angivits på olika ställen i rapporten, de så kallade basförutsättningarna. Beräkningarna har gjorts för dels ett fall med skatter etc. dels ett fall utan skatter etc. ELPRODUKTIONSKOSTNAD FÖR OLIKA TEKNIKER BERÄKNING UTAN SKATTER, BIDRAG ETC FÖR 4 % RESPEKTIVE 8 % KALKYLRÄNTA 80 öre/kwh el % real kalkylränta 4 % real kalkylränta KK400 Kolkondens 400 MW GKK400 Gaskombikondens 400 MW KKVV100 Kolkraftvärme 30 MW GKKVV150 Gaskombikraftvärme 150 MW GKKVV40 Gaskombikraftvärme 40 MW BKVV80 Biokraftvärme 80 MW BKVV30 Biokraftvärme 30 MW BKVV10 Biokraftvärme 10 MW AKVV30 Avfallskraftvärme 30 MW GM1 Gasmotorkraftvärme 1 MW GT1 Gasturbinkraftvärme 1 MW GM01 Gasmotorkraftvärme 100 kw GT01 Gasturbinkraftvärme 100 kw VI06 Vindkraft 600 kw VA-låg Vattenkraft låg nivå VA-hög Vattenkraft hög nivå 10 0 KK400 GKK400 KKVV100 GKKVV150 GKKVV40 BKVV80 BKVV30 BKVV10 AKVV30 GM1 GT1 GM01 GT01 VI06 VA-låg VA-hög Figur 0.1 Elproduktionskostnad för dagens teknik utan skatter etc öre/kwh el ELPRODUKTIONSKOSTNAD FÖR OLIKA TEKNIKER BERÄKNING MED SKATTER, BIDRAG ETC FÖR 4 % RESPEKTIVE 8 % KALKYLRÄNTA % real kalkylränta 4 % real kalkylränta KK400 GKK400 KKVV100 GKKVV150 GKKVV40 BKVV80 BKVV30 BKVV10 AKVV30 GM1 GT1 GM01 GT01 VI06 VA-låg VA-hög Kolkondens 400 MW Gaskombikondens 400 MW Kolkraftvärme 30 MW Gaskombikraftvärme 150 MW Gaskombikraftvärme 40 MW Biokraftvärme 80 MW Biokraftvärme 30 MW Biokraftvärme 10 MW Avfallskraftvärme 30 MW Gasmotorkraftvärme 1 MW Gasturbinkraftvärme 1 MW Gasmotorkraftvärme 100 kw Gasturbinkraftvärme 100 kw Vindkraft 600 kw Vattenkraft låg nivå Vattenkraft hög nivå KK400 GKK400 KKVV100 GKKVV150 GKKVV40 BKVV80 BKVV30 BKVV10 AKVV30 GM1 GT1 GM01 GT01 VI06 VA-låg VA-hög Figur 0.2 Elproduktionskostnad för dagens teknik med skatter etc XII

14 Kommentarer till beräkningsresultaten Beräkning utan skatt Lägsta elproduktionskostnaden ger vattenkraft låg nivå, se figur 0.1. Högst kostnad uppvisar gasturbin 100 kw. Beräkning med skatt Lägst elproduktionskostnad ger vindkraft 600 kw, se figur 0.2. Den låga kostnaden beror bl a på det investeringsbidrag och driftbidrag som utgår. Högst elproduktionskostnad uppvisar gasturbinkraftvärme 1 MW. Kraftvärmeanläggningar Produktionskostnaden för en kraftvärmeanläggning presenteras också som elproduktionskostnad som funktion av värmeintäkten i diagramform. I samma diagram kan även värmeproduktionskostnaden för ett givet elpris avläsas. I nedanstående diagram, figur 0.3, visas som exempel resultatet av en beräkning med skatter etc. för tre kraftvärmeanläggningar: gaskombi 40 MW e samt biokraftvärme 30 MW e respektive 10 MW e. Ur diagrammet kan utläsas vilken teknik som ger lägst elproduktionskostnad vid olika värden på producerad värme. ELPRODUKTIONSKOSTNADEN SOM FUNKTION AV VÄRMEINTÄKTEN Biokraftvärme 10 MW Elproduktionskostnad [öre/kwh] Biokraftvärme 30 MW Gaskombikraftvärme 40 MW Värmeintäkt [öre/kwh] Figur 0.3 Elproduktionskostnaden för kraftvärmeanläggningar som funktion av värmeintäkten med skatter etc (6 % real kalkylränta) Beräkningar för utvecklad och ny teknik Beräkningar har utförts även för utvecklad och ny teknik. Beräkningen är gjord utan hänsyn till skatter, bidrag etc. Utöver de anläggningsspecifika förutsättningarna är beräkningarna baserade på samma uppgifter (bränslepriser, ränta etc.) som för dagens teknik enligt tidigare beskrivning. XIII

15 Elproduktionskostnaden för de utvecklade teknikerna jämförs med motsvarande prestanda och kostnader för dagens teknik i nedanstående diagram, figur 0.4. öre/kwh BKVV30 - Biobränslekraftvärme 30 MW el KK400 - Kolkondens 400 MW el GKK400 - Gaskombikondens 400 MW el Vindkraft 3 MW Bio-IGCC Stenkol PFBC EvGT - Naturgaseldad evaporativ gasturbin PEFC - Naturgasdriven polymerelektrolytbränslecell 50 Hög nivå 40 Låg nivå BKVV30 KK400 GKK400 Vindkraft Bio-IGCC PFBC EvGT PEFC Figur 0.4 Elproduktionskostnader för ny teknik utan skatter etc (6 % real kalkylränta). Gula staplar avser dagens teknik- och kostnadsnivå. Ur figur 0.4 framgår förväntad hög respektive låg kostnad för respektive teknik, med antagna indata. Det är viktigt att påpeka att utnyttjningstiderna är olika för de olika redovisade teknikerna. Utnyttjningstiden som är knuten till applikationen har speciellt stor betydelse för kapitalintensiva tekniker som PFBC, Bio-IGCC, PEFC. Kommentarer till beräkningsresultaten För kolkondensanläggningen kan elproduktionskostnaden minska med ca 10 % beroende på ökad verkningsgrad och lägre investering. En vindkraftanläggning år 2010 bedöms få en väsentligt lägre elproduktionskostnad än dagens anläggning på 600 kw. Detta beror till stor del på att större aggregatstorlekar är kommersiellt tillgängliga. Slutsatser Följande slutsatser kan dras från den genomförda utredningen: Elpriset förväntas vara lågt under hela 10-årsperioden. Detta innebär också att det inte förväntas ske någon nämnvärd utbyggnad av nya elproduktionsanläggningar. Avregleringen har inneburit en hårdnande konkurrens inom energibranschen. Detta kan minska möjligheterna att satsa på ny teknik, speciellt om det är förenat med större investeringar och risktagande. Naturgasbaserade gaskombianläggningar ger en låg elproduktionskostnad jämfört med övriga alternativ. Detta förutsätter dock att naturgas, till ett konkurrenskraftigt pris, finns tillgänglig. Deponiskatter och andra miljöavgifter, samt kommande förbud mot att deponera XIV

16 brännbart avfall, gör att avfallsförbränning sannolikt ökar. Avfallsbaserad el kan därmed bli ett viktigare utvecklingsområde. Ny vattenkraft kan med de mest gynnsamma förutsättningarna ge relativt låga elproduktionskostnader. Utbyggnadspotentialen vid idag gällande politiska beslut är dock mycket begränsad. Förnybar el baserat på biobränslen och vindkraft behöver stöd för att kunna konkurrera med fossila bränslen. Detta kan ske genom olika typer av bidrag, CO 2 -skatter eller införande av grön elmarknad. Dock förväntas kostnaderna för vindkraft minska väsentligt genom fortsatt teknisk utveckling och rationalisering vid tillverkning och montage. XV

17

18 Innehållsförteckning 1. Inledning Förutsättningar för teknikutveckling Drivkrafter internationellt EU El- och bränsleprisprognoser Miljömål Skatter och avgifter Fysiska och politiska begränsningar Styrande faktorer Sammanfattning Vidareutveckling av dagens teknikalternativ Dagens teknik för elproduktion Biobränsle, ångcykel, kraftvärme Avfall, ångcykel, kraftvärme Stenkol, ångcykel Naturgas Kombicykler Naturgas, småskalig teknik, kraftvärme Vindkraft Vattenkraft Utvecklingsbehov Sammanställning Nya tekniker Allmänt Sortering av tekniker Biobränslen Kol Naturgas Sol Ny teknik kommersiell 2010? Tekniker som kan vara kommersiella PFBC Evaporativ gasturbin Bio-IGCC kombicykel med integrerad förgasning PEFC polymerelektrolytbränsleceller Utvecklingsbehov Sammanställning Kostnader för olika alternativ Förutsättningar Beräkningsmodellen Beräkningar för dagens teknik Beräkningar för utvecklad och ny teknik Slutsatser Referenser Bilaga 1 Kommersiell teknik för elproduktion Bilaga 2 Indata och beräkningsresultat... 92

19 1. Inledning För planering och bedömning av FoU-insatser avseende nya anläggningar för elproduktion, finns behov att kostnadsmässigt kunna jämföra olika alternativ och att få en uppfattning om de olika teknikernas utvecklingstendenser. Mot denna bakgrund har denna studie utförts med följande mål: Beskriva dagsläget för kommersiella teknikalternativ med avseende på prestanda och kostnader. Kostnaderna ska redovisas på sådant sätt att konsistenta jämförelser är möjliga att göra. Inventera pågående forskning och utvecklingstendenser med syfte att kunna bedöma hur konkurrenskraftig teknik kan se ut om cirka 10 år. Med detta avses hur nu tillgänglig teknik kan vidareutvecklas såväl som möjligheterna för ny teknik. Med denna utgångspunkt har en bedömning gjorts av hur kostnaderna kan komma att förändras jämfört med dagens situation. Ta fram en datorbaserad modell för hantering och presentation av energiproduktionskostnader samt för känslighetsanalys med avseende på viktigare faktorer och förutsättningar. För dagens kommersiella teknikalternativ har de bästa möjliga tekniska, ekonomiska och miljömässiga data som kan anses gälla på dagens nationella och internationella marknad antagits. Följande tekniker och anläggningsstorlekar har behandlats: Bränsle Teknikalternativ Storlek [MW el ] Biobränsle Ångcykel, kraftvärme 10 Biobränsle Ångcykel, kraftvärme 30 Biobränsle Ångcykel, kraftvärme 80 Avfall Ångcykel, kraftvärme 30 Stenkol Ångcykel, kraftvärme 100 Stenkol Ångcykel, kondens 400 Naturgas Kombicykel, kraftvärme 40 Naturgas Kombicykel, kraftvärme 150 Naturgas Kombicykel, kondens 400 Naturgas Gasmotor/gasturbin, kraftvärme 0,1 Naturgas Gasmotor/gasturbin, kraftvärme 1 Vindkraft 0,6 Vattenkraft Tabell 1.1. Studerade kommersiella teknikalternativ. För dessa alternativ har beräkningar av elproduktionskostnad utförts och jämförelser gjorts med och utan nuvarande skatter och subventioner. Egna jämförelser med andra data kan göras genom att hämta beräkningsmodellen från Internet på adress 1

20 För perspektivet 2010 har studien delats upp i två delar. Den ena delen behandlar utvecklingen av de tekniker som presenterats i tabell 1.1 ovan. Den andra delen behandlar utveckling av ny teknik enligt tabell 1.2. Bränsle Teknikalternativ Biobränslen Förgasning och kombicykel (IGCC) Biobränslen Indirekt eldad GT Biobränslen Småskalig teknik 1 Stenkol Förgasning och kombicykel (IGCC) Stenkol PFBC Naturgas Bränsleceller Naturgas Evaporativ gasturbin Naturgas Mikroturbiner Solceller Tabell 1.2. Nya teknikalternativ. För dessa nya tekniker redovisas tekniken samt bedömningar avseende prestanda, miljöegenskaper och utvecklingsläge. För de tekniker som bedöms mest intressanta för den kommande 10-årsperioden redovisas en mer omfattande beskrivning med bedömningar av ekonomi och tillgänglighet samt kritiska komponenter. Referensmaterial har i huvudsak utgjorts av officiella rapporter etc. Anläggningskostnader baseras även på uppgifter från anläggningsägare och leverantörer. 1 Se avsnitt

21 2. Förutsättningar för teknikutveckling Teknisk utveckling av utrustning för elproduktion styrs av ekonomiska faktorer. Möjligheten för konkurrenskraft styrs förutom av kostnader och prestanda av flera andra faktorer, såsom utveckling av elpriser, bränslepriser, skatter och möjlighet att erhålla erforderliga tillstånd. Dessa faktorer är givetvis mycket svåra att bedöma över en 10- årsperiod. 2.1 Drivkrafter internationellt EU Baserat på de internationella överenskommelserna i Rio -92 och Kyoto -97 har flertalet länder åtagit sig att nå uppsatta mål för utsläpp av växthusgaser till år EU som helhet har åtagit sig att minska CO 2 -emissioner och andra växthusgaser med totalt 8 %, räknat från 1990 till perioden Mot bakgrund av CO 2 -målen finns inom EU ett ambitiöst program för införande av förnybara energikällor, Renewable Energy Sources RES, med målsättningen att 12 % av energiförsörjningen år 2010 ska vara baserad på RES. Dessa omfattar mål för utbyggnad av: Vindkraft Vattenkraft Solceller Biomassa Termisk solenergi Återvinning av avfall Energi från biomassa antas öka med 90 Mtoe (1044 TWh) fram till år 2010, fördelat på: Biogas (jäsning, deponigas, etc.) Jordbruks- och skogsavfall Energigrödor 15 Mtoe 30 Mtoe 45 Mtoe EU stödjer vidare effektiv energiproduktion och energianvändning. Till exempel har ett speciellt program formulerats för att uppmuntra ökad användning av kraftvärme inom EU. Varje land ska utforma politiska styrmedel för att uppnå uppsatta mål. Viktiga styrmedel är skatter, restriktioner och stöd till FoU, men då det gäller biobränslen kommer även jordbrukspolitiken in. Att nå en överenskommelse kring CO 2 -skatter på el till en nivå som kan anses styrande kommer sannolikt att ta tid. Ett annat sätt att driva fram förnybar teknik är att skapa gröna marknader. Danmark etablerar ett nytt system som innebär att den förbrukade elenergin ska innehålla minst 20 % förnybar energi. En handel är tänkt att införas med gröna certifikat som erhålls vid produktion av inhemsk förnybar elenergi. Detta system ska kombineras med en prisram för certifikaten på danska öre/kwhe. Producenten av förnybar energi får marknadspriset på el plus cerifikatvärdet. Förbrukaren betalar certifikat motsvarande 20 % av energin. Systemet kommer att införas stegvis och ska vara fullt i drift

22 Det finns andra program med liknande mål i Holland, Storbrittannien (Non Fossil Fuel Programme) och Italien. Inom EU har intresset ökat för distribuerad elproduktion. I övrigt kännetecknas marknaden inom EU av en viss osäkerhet på grund av pågående och kommande avregleringar av elmarknaderna och pressade gaspriser El- och bränsleprisprognoser Som underlag för diskussionen om det totala energisystemets utveckling och för utveckling av marknaden bör både ett kortsiktigt och ett långsiktigt perspektiv beaktas. För det kortsiktiga perspektivet förutsätts Klimatrapport 1997, basprognos, gälla [7]. En kärnkraftsreaktor med en genomsnittseffekt på 835 MW antas ha avvecklats. Resterande anläggningar drivs vidare till Ett gaskombikraftverk byggs under perioden. Dagens skatte- och avgiftssystem gäller under prognosperioden. Det långsiktiga perspektivet, till mitten av nästa århundrade, redovisas i rapport från SAME-projektet Hållbar energiframtid [8]. I detta perspektiv är dagens kärnkraft helt avvecklad. En förutsättning är vidare att styrmedel i energisektorn ska vara i harmoni med omvärldens. Detta perspektiv har dock ej beaktats i denna studie, även om de första stegen mot detta mål kan förväntas tas under perioden. Utveckling av elpriser, bränslepriser och skatter är naturligtvis kopplade till varandra. Trots detta kan diskussionen delas upp efter dessa Elpris Utvecklingen av elpriset är svårbedömd, speciellt med hänsyn till de stora pågående förändringarna av elmarknaden i Sverige, men även internationellt. Faktorer som påverkar elpriset är bland annat: Stabilisering efter avreglering Avreglering inom EU Internationell handel/kablar Kärnkraftens utnyttjande i Sverige och andra länder Internationella regelsystem handel/miljö Gröna certifikat (grön elmarknad), miljömärkt el med mera. Till stor del styrs elpriset av rörliga produktionskostnader (korta marginalpriser) för termiska kraftverk (gas, kol, kärnkraft) vilka i genomsnitt inte är speciellt höga. Även om priserna varit höga på kontinenten är det sannolikt att dessa sjunker om planerade avregleringar fullföljs. Med de antaganden som gjordes för energisystemet i Klimatrapport 97 [7], redovisas en ökning av elpriset med ca 5 öre/kwh mellan åren 2000 och Utgångsnivån var i det fallet högre (ca 21 öre/kwh) än den låga nivå på runt 15 öre/kwh (exklusive nättjänst) som råder idag. För att ett nytt gaskombikraftverk (kondens) ska byggas måste det kortsiktiga marginal- 4

23 priset komma upp i drygt 25 öre/kwh (beroende på gasprisets utveckling). Som utgångspunkt för vår bedömning antas att elpriset inte kommer att överstiga 25 öre/kwh Bränslepris Utvecklingen för bränslepriser (med undantag av naturgas) bedöms med utgångspunkt från referenserna [7], [9] och [10]. För naturgas har flera olika källor använts; [11], [12], [13]. Trädbränslen. För närvarande är alla biobränslen skattebefriade. Pris fritt förbrukare har varit konstant (löpande priser) i mer än 10 år. Ökad konkurrens om råvaran kan eventuellt ändra denna bild, liksom ökad import, till exempel från Baltikum. Några genomgripande förändringar i prisbilden är dock ej att vänta inom aktuell period. Då lönsamheten i produktionsledet redan idag är ansträngd är emellertid en ökning i löpande priser motsvarande inflationen (konstant fast pris) en rimlig utveckling [9], [14]. Torv. Prisutvecklingen liknar situationen för trädbränsle. Torv är belagd med svavelskatt och priset kan därmed påverkas av eventuella ändringar i beskattningen. Framtida användning kan påverkas av debatten om miljöpåverkan av torvbrytning [14]. Kol. De största tillgångarna av fossila bränslen utgöres av kol. I Europa är trenden att kolets andel av den totala tillförseln av primärenergi minskar. Kolgruvor stängs på grund av dålig lönsamhet och global överkapacitet. Flera bedömare tror på ett realt konstant eller sjunkande kolpris under perioden. Olja. Råoljepriserna har legat relativt stabilt under 90-talet. Tillfälliga prishöjningar har förekommit till följd av politiska och militära spänningar i Persiska viken. Generellt har ett prisfall motverkats av Sovjetunionens sönderfall (halverad produktion från dessa områden) och Irakkrisen. Irak får nu åter sälja en viss mängd olja och när även den ryska oljeindustrin kommer tillbaka kan utbudet öka, med sjunkande priser som följd. Samtidigt görs överenskommelser inom OPEC om att begränsa produktionen just för att motverka ytterligare prisfall [9]. En generell bedömning är dock att oljepriset på längre sikt stiger i takt med att de lättast tillgängliga tillgångarna tömts [10], [15]. Dessutom kan kvarvarande tillgångar koncentreras ännu mer till ett fåtal regioner varigenom konkurrensen begränsas. Det kan nämnas att WEC i ett current policies scenario ansätter ett oljepris på USD/fat år 2000 och USD/fat år 2020 [16]. I denna studie behandlas ingen process med olja som bränsle. Skälet är att det bedömts som mindre sannolikt att detta skulle bli aktuellt eftersom styrmedel fömodligen anpassas så att olja förbehålls det traktionära området. Oljepriset har ändå stor betydelse, eftersom ändringar även inverkar på prissättningen av andra bränslen. Naturgas. Priset följer traditionellt oljepriset, även om långa kontrakt kan tecknas för att motverka kraftiga fluktuationer. Gaspriset på kontinenten och i Finland är lägre än i Sverige. En eventuell gasledning genom Sverige för att sammanbinda det ryska och det västeuropeiska gasnätet kan påverka priset i Sverige. Vidare diskuteras en ny anslutning mellan Tyskland och Sverige. Den planerade avregleringen av gasmarknaden förväntas påverka priset. Enligt OECD:s senaste sammanställda prognoser visar det sig att olika länder har mycket olika uppfattningar vad avser gaspriset. 5

24 Prisutvecklingen för kol, flis och olja (som i viss mån är kopplad till naturgas) de senare åren har sammanställts i figurerna : (kr/ton) Kol, löpande priser exkl. skatt Figur 2.1. Kolpriser under 90-talet. Källa: Energimyndigheten. (kr/m 3 ) Skogsbränsleflis, löpande priser Figur 2.2. Skogsbränsleflis, pris under 90-talet. Källa: Energimyndigheten. (USD/fat) 25 Råolja, löpande priser Figur 2.3. Oljepris under 90-talet. Källa: Energimyndigheten. 6

25 Bränsleprisutveckling enligt [7], gällande för en anläggning med en bränsleeffekt över 50 MW (exklusive skatt), mellan åren 2000 och 2010: Ökning (kr/mwh) (kr/mwh) (%) Olja (Eo1): Olja (Eo5) Kol Träbränslen (skogsavfall) Priset på Eo1 hos en medelstor kund ligger idag på ca 120 kr/mwh Bränsleprisutvecklingen för naturgas enligt [11]: Ökning (2010) (kr/mwh)* (kr/mwh)* (kr/mwh)* (%) Danmark Finland Holland ca 11 Belgien Frankrike Italien Ryssland ca 55 * 8 SEK/USD Utvecklingen av gaspriset är en viktig faktor för vidare utbyggnad av gasnätet i Sverige samt även det långsiktiga marginalpriset på el. Gaspriset hos en svensk kund, som styrs av alternativkostnaden med hänsyn till rådande bränsleskatter, ligger idag på kr/mwh, beroende på storlek. 2.3 Miljömål Riksdagen antog 1999 femton nationella miljökvalitetsmål (proposition 1997/98:145). Vad fjorton av dessa miljökvalitetsmål konkret innebär för olika sektorer bearbetas till och med maj månad 2000 av Miljömålskommittén. Det femtonde miljömålet Begränsad klimatpåverkan behandlas av Klimatkommittén, som blir klar med sin rapportering i april Miljömål inom energiområdet har behandlats av en särskild arbetsgrupp under Miljömålskommittén. Vid avrapporteringstillfället för denna studie kan man se att konkretiseringen för energisektorn i stora drag följer Sameprojektets [8] målformuleringar. Både Same-projektet och Miljömålskommittén pekar på att hänsyn också måste tas till den ökade internationaliserade elmarknaden och harmoniseringen med regelsystem inom EU. Miljömålsarbetet ovan är inriktat på att målen skall nås inom en generation, dvs till år Stor enighet har rått kring målens formulering. Därför kan man utgå från att de ligger fast åtminstone under de närmaste tio åren. 7

26 2.4 Skatter och avgifter Skatter och avgifter på energi kan användas som styrinstrument för utformning av energisystemet och för att uppfylla miljömålen. Dessutom finns skatter och avgifter som skall förse staten med inkomster, så kallade fiskala skatter. Regler och nivåer för skatter och avgifter på energi har förändrats ett flertal gånger under senare år. Ofta återkommande förändringar leder naturligtvis till en betydande osäkerhet i planeringen av långsiktigt inriktade investeringar i energisystemet. Problemet är att hitta en kompromiss som samtidigt tillgodoser miljömål, olika intressegrupper och ger ett förväntat skatteunderlag. Mot bakgrund av vad som skett är det mycket sannolikt att skattesystemet kommer att förändras flera gånger den närmsta 10-årsperioden. Härvid kommer harmoniseringen av skattereglerna inom EU att få stor betydelse. Styrmedel som kan betyda mycket för utvecklingen av effektiv produktion och teknik för en ökad grad av miljöanpassning är: Diversifierad skatt på el, kan innebära att grön el skattebefrias. Skatten på el tas idag ut från konsumenten. Vid en CO 2 -skatt på fossilt bränsle blir elverkningsgraden för fossilbränslebaserade kondensanläggningar en viktigare parameter. En förändring av skatten på fossilt bränsle för värme- eller elproduktion påverkar förutsättningarna för fossil kraftvärme och fossil kondenskraft. 2.5 Fysiska och politiska begränsningar Vid utveckling av såväl befintlig som ny teknik måste hänsyn tas till marknadens fysiska begränsningar, vilka delvis styrs av politiska beslut. Biobränslen Biobränslen är en av de energiformer som prioriteras i syfte att begränsa CO 2 -utsläppen. Tillgången på biobränslen i Sverige är god och mycket biobränsle tillförs energisystemet användes ca 43 TWh trädbränslen från skogen, skogsbruket och skogsindustrin (exklusive ca 33 TWh lutar som används internt inom massaindustrin) [8]. En fjärdedel av trädbränslena (ca 11 TWh 1997) utgörs av hyggesrester från gallring och slutavverkning. Den framtida teoretiska potentialen för biobränslen från skogen och skogsbruket har bedömts till ca 84 TWh. Den praktiska potentialen på längre sikt för el- och värmeproduktion har dock reducerats till TWh [8]. Den väsentliga begränsningen som diskuteras är möjligt uttag av hyggesrester (och därmed näringsämnen) från skogsbruket med hänsyn till biologisk mångfald och att också andra samhällssektorer kan behöva bioenergi för att uppfylla sina miljömål. För att långsiktigt kunna fortsätta med uttag av hyggesrester krävs en storskalig näringskompensation i form av askåterföring och om uttaget skall ökas väsentligt också en balanserad tillförsel av näring och vatten. Det finns dock olika uppfattningar om den framtida potentialen för skogsbränslen. Ett antal utredningar har genomförts (Skogsindustrierna, IVA, LRF, SNV, SIMS) som visar olika siffror. 8

27 Det finns även en väsentlig långsiktig fysisk potential för att producera biobränslen, i form av energiskog eller energigräs, på jordbruksmark (50-60 TWh/år). Till detta kommer möjligt utnyttjande av restprodukter från jordbruket i form av halm med mera. Den praktiska potentialen på års sikt har bedömts uppgå till TWh/ år [17]. Förutom en begränsad tillgång på biobränslen finns det även fysiska hinder kring hantering vad avser transport, mottagning, lagring av biobränslen, som i oförädlad form oftast är mycket skrymmande. Avfallsbränslen Till avfallsbränslena hör bland annat industriavfall, hushållsavfall, deponigas och slam från reningsverk och industri. Förbränning av hushållsavfall och industriellt avfall bidrog med ca 4,7 TWh värme 1997 [8]. Dessa bränslen kan få en ökad betydelse efter införandet av deponiskatt. Det är dock oklart hur framtida källsortering och återvinning samt ett förbud att deponera brännbart avfall inverkar. Den långsiktiga potentialen av avfallsbränslen har bedömts till 7-13 TWh, varav 5-9 TWh är industri- och hushållsavfall. Naturgas Dagens användning av naturgas uppgår till ca 9 TWh, varav ca 40 % går till el- och värmeverk. Med befintligt nät kan uttaget öka till ca 30 TWh/år [8]. Rent fysiskt har med nuvarande ledningssträckning bara delar i sydvästra Sverige tillgång till naturgasen. Utbyggnaden av gasnätet är osäker och beror i första hand på framtida politiska beslut, men även på elprisutvecklingen efter en eventuell avreglering. Kraftvärmeunderlag Kraftvärme förutsätter att det finns en avsättning för värmen. I huvudsak utnyttjas värmen för hetvatten i fjärrvärmesystem och ånga i industriella processer (industriellt mottryck) genererades ca 4,5 TWh el i industrin och ca 5,1 TWh i fjärrvärmesystemen [18]. Den fysiska begränsningen beror på värmeunderlagens utveckling. Som fysisk begränsning skulle även kunna räknas befintliga hetvattencentraler i fjärrvärmesystemen. Fjärrvärmesystemen förväntas byggas ut från ca 51 till 55 TWh mellan åren 2000 och 2010 [7]. Med befintligt fjärrvärmenät kan el från befintliga kraftvärmeverk ökas från dagens 5,1 TWh till drygt 8 TWh [7]. Med förväntad utbyggnad av fjärrvärmenäten antas mängden kunna ökas till drygt 9 TWh år 2010 [7]. Vindkraft Begränsningarna för vindkraft gäller lokaliseringsmöjligheter, vindtillgång, omgivningspåverkan och andra intressen. Tekniskt/ekonomiskt lämpliga platser för lokalisering av vindkraftverk är kustområdena. Dessa anses ofta mindre lämpliga för nybyggnationer, vilket innebär starkt begränsade möjligheter att erhålla tillstånd. Ett alternativ som kan möjliggöra en mer storskalig introduktion av vindkraftverk är att lokalisera anläggningarna till havs. Den tekniska bruttopotentialen för landbaserade anläggningar har bedömts till ca 70 9

28 TWh/år (från Gävle och söderut). Med hänsyn till antaganden om möjlig lokalisering reducerades denna potential i rapporten Läge för vindkraft [19] till 3-7 TWh. Motsvarande siffra för havsbaserad vindkraft har i samma rapport bedömts till 22 TWh. Vattenkraft Dagens vattenkraftproduktion uppgår till i genomsnitt ca 65 TWh (51-74 TWh). Regeringen har uttalat att vattenkraften bör byggas ut till max 66 TWh, vilket utgör ca 70 % av den ekonomiskt utbyggbara potentialen. Om detta tak antas gälla 2010 blir utbyggnadspotentialen mycket blygsam. Enligt Kraftverksföreningen kan vattenkraften på ett miljömässigt försvarbart sätt ökas med ytterligare ca 7-8 TWh [8]. Ny kondenskraft I det fall ny baslastproduktion kommer in i systemet under den närmaste 10-årsperioden måste man finna lämplig lokalisering för denna. Fysisk begränsning för naturgaseldade kombikraftverk (gaskombianläggningar) är i första hand närhet till naturgasnätet. Hänsyn kommer även att tas till lämplig inmatningspunkt i kraftnätet. Om en avtappningsanläggning (delvis nyttiggörande av värme) kommer i fråga kommer denna sannolikt att lokaliseras till någon av de större städerna. Ny kolkondenskraft förefaller mycket osannolik, åtminstone inom den studerade perioden. Kol kommer dock att spela en viktig roll globalt sett under överskådlig framtid. Med nu ekonomiskt lönsamma koltillgångar skulle nuvarande användning kunna upprätthållas i drygt 200 år. Hittar man ekonomiska lösningar för att avskilja och deponera CO 2, blir tekniken mer intressant. 2.6 Styrande faktorer Sammanfattning Sveriges energipolitik harmoniseras successivt med EU:s. Förhållandena i Sverige skiljer sig dock en del från det övriga Europa och sannolikt även de drivande krafterna. Sverige har redan en stor andel förnybar elenergi i form av vattenkraft och även en relativt stor potential för biobränslebaserad kraftproduktion. En minskad utnyttjning av kärnkraften innebär å andra sidan att ny effekt och energi behövs. Detta innebär att CO 2 -utsläppen kan komma att öka. Vårt naturgasnät täcker än så länge en mindre del av landet och baseras endast på en huvudleverantör. Den kommande avregleringen av naturgasmarknaden skulle stimuleras av ytterligare tillförselvägar. En ny tillförselväg direkt från Tyskland studeras för närvarande. Naturgas från Ryssland via Finland har också undersökts. Med utgångspunkt från ovan redovisade prognoser och gjorda bedömningar, skulle de styrande faktorerna under den närmaste 10-årsperioden kunna sammanfattas enligt följande: Harmonisering med EU:s energipolitik och regelsystem förväntas. Kärnkraftens utnyttjning under perioden påverkar behovet av ny produktionskapacitet. Åtaganden vad avser CO 2 - tak och CO 2 -reduktion leder till: - Biobränsle, vindkraft, vattenkraft har ett fortsatt intresse. 10

29 - Potentialen för bio, vind och vatten bestäms av fysiska och miljömässiga begränsningar. - Förutsättningar för användning av fossila bränslen försämras. - Teknik för CO 2 -reduktion får ett ökat intresse. Måttlig ökning av elpriset under perioden förväntas. Efterfrågan på kraftvärme blir liten på grund av måttlig elprisutveckling. Möjlig introduktion av marknad för grön el kan underlätta för nya gröna tekniker. Naturgasprisets utveckling påverkas av : - Avreglering av naturgasmarknaden. - Nya tillförselvägar. Långsiktig marginalkostnad för el påverkas till stor del av naturgaspris (gaskombi). Det kortsiktiga marginalpriset för el styrs av marginalpriset för kolbaserad kondenskraft (internationell elhandel). Verkningsgrad blir viktigt för fossil kraftproduktion med hänsyn till CO 2 -emissioner. Elverkningsgrad för kraftvärmeanläggningar blir mindre viktigt till följd av förväntat måttligt elpris och ett högt värmeproduktionspris på grund av bränsleskatter. Nya regler för deponering (deponiskatt) innebär försämrade förutsättningar för teknik som ger ej användbara restprodukter. Avreglering av elmarknaden innebär minskad riskbenägenhet hos elproducenter, vilket i sin tur leder till krav på kortare pay-off -tider. Mindre ekonomiska marginaler leder sannolikt till mindre risktagande i samband med teknikutveckling. 11

30 3 Vidareutveckling av dagens teknikalternativ 3.1 Dagens teknik för elproduktion I tabell 1.1, kapitel 1, listades ett antal befintliga tekniker för elproduktion som studerats inom ramen för detta arbete. En utförlig beskrivning av uppbyggnad och prestanda för de bränslebaserade processerna presenteras i bilaga 1 och för information om cykelkonfiguration, reningsutrustning med mera hänvisas till denna. I detta kapitel kommer framställningen att begränsas till att beskriva en möjlig utveckling för de studerade teknikerna fram till år Biobränsle, ångcykel, kraftvärme Utvecklingstrender och drivkrafter Ångcykelns elverkningsgrad kan höjas genom högre ångdata, det vill säga högre ångtryck och ångtemperatur. Hur mycket ångtrycket kan höjas i biobränsleeldade kraftvärmeanläggningar är inte enbart en hållfasthets- och korrosionsfråga utan även andra tekniska begränsningar som fukthalt i turbinutloppet, dimensioner och varvtal, spelar en roll. Ångtemperaturen begränsas dock endast av materialutvecklingen. Det finns redan idag stora fossileldade anläggningar med överkritiska ångtryck och ångtemperaturer upp mot 600 C. I [1] har de teknisk-ekonomiska förutsättningarna för att höja ångdata vid biobränsleeldade anläggningar studerats. Genom att höja elverkningsgraden kan mer el produceras från biobränsle utifrån ett givet värmeunderlag medan bränsleutnyttjningen (totalverkningsgraden) förblir oförändrad. En slutsats från studien var dock att avancerade ångdata inte är lönsamma med dagens förutsättningar. Resultatet för respektive storlek framgår av avsnitt Ett högre elpris kan förändra situationen eftersom ökningen i elproduktionskostnad med avancerade ångdata inte är så stor. Det är värt att notera att anläggningens storlek har en mycket större inverkan på produktionskostnaden än ångdata Teknikutveckling och kostnader Storlek 10 MW e Ett högt ångtryck innebär ett lägre volymflöde. För små ångturbiner finns begränsningar för hur litet volymflöde som kan hanteras med bibehållen god verkningsgrad. Det bedöms som tekniskt möjligt att höja ångdata till 100 bar/600 C fram till år Elverkningsgraden ökar med cirka 1,5 %-enheter medan totalverkningsgraden är oförändrad. Pannan är troligen av typen CFB. Den specifika investeringskostnaden ökar med cirka 2 % vilket beror på att mer avancerade material krävs samt bytet från panntypen BFB till CFB. Elproduktionskostnaden ökar med 3 % med de antagna förutsättningarna. 12

31 Storlek 30 MW e Vid 30 MW e -storleken begränsas ångtrycket av fukthalten (max ca 12 %) i lågtrycksturbinens utlopp. Mellanöverhettning skulle lösa detta problem men bedöms inte tekniskt/ekonomiskt lönsam för denna storlek. Det är tekniskt möjligt att höja ångdata till 170 bar/600 C fram till år Elverkningsgraden ökar med cirka 1,3 %-enheter medan totalverkningsgraden är oförändrad. Pannan är av typen CFB och tvåfasströmningen genom förångartuberna sker via självcirkulation. Den specifika investeringskostnaden ökar med cirka 6 % och elproduktionskostnaden ökar med 6 %. Storlek 80 MW e För storleken 80 MW e finns ingen av de två ovan nämnda begränsningarna på ångtrycket. Det är materialutvecklingen som begränsar både ångtrycket och ångtemperaturen. Det är tekniskt möjligt att höja ångdata till 190 bar/600 C/600 C fram till år Elverkningsgraden ökar med cirka 1,5 %-enheter medan totalverkningsgraden är oförändrad. Pannan är av typen CFB och tvåfasströmningen genom förångartuberna sker via påtvingad cirkulation. Den specifika investeringskostnaden ökar med 4 % och elproduktionskostnaden ökar med 4,5 %. För 80 MW e -storleken studerades även ett fall med extremt höga ångdata, 250 bar/ 650 C/650 C. Elverkningsgraden ökade med 3,3 %-enheter. Pannan är av typen CFB och med det överkritiska trycket utformas pannan som en genomströmningspanna Förstudien kunde inte ta fram kostnadsuppskattningar för en anläggning med så höga ångdata och det är inte realistiskt att höja ångdata så kraftigt fram till Kritiska komponenter En kritisk komponent vid biobränsleeldning är överhettaren. Vid temperaturer över cirka 480 C finns risk att korrosion på överhettarna uppstår. Mekanismerna är inte helt kända men anses bero på samverkan mellan ett flertal parametrar som materialtemperatur, rökgasens kemiska sammansättning, tubernas material, askans sammansättning och pannans utformning. Forskning pågår och det bedöms troligt att problemen kan bemästras. Om problemen med överhettarkorrosion kan lösas för biobränsleeldade anläggningar bör drift- och underhållskostnaderna bli oförändrade. 3.3 Avfall, ångcykel, kraftvärme En grundläggande beskrivning av tekniken finns i bilaga 1. Nedan behandlas en möjlig utveckling för tekniken fram till år Utvecklingstrender och drivkrafter Avfallsförbränningsbranschen genomgår just nu stora förändringar, både vad gäller teknik och systemlösningar. Nya regelverk är under intågande, vilket påverkar både vilken typ av avfall som förbränns samt hur det förbränns. Arbete med att ta fram ett nytt EU-direktiv för avfallsförbränning pågår, vilket preli- 13

32 minärt kommer att gälla från några år in på 2000-talet. I Sverige har det funnits stränga miljökrav för avfallsförbränning sedan mitten av 80-talet, som Europa nu kommer i kapp. För vissa utsläppsparametrar innebär direktivet en skärpning. I vissa delar av Sverige, där det är långt till en förbränningsanläggning och avfallsmängden och ledig fjärrvärmekapacitet är begränsad, efterfrågas nu småskalig förbränningsteknik. Utveckling av ny teknik lämpad för småskalig förbränning pågår. Allt högre miljökrav innebär dock att storskalig förbränning får bättre lönsamhet Teknikutveckling och kostnader Den traditionella rosterkonstruktionen utvecklas och förbättras kontinuerligt, och kommer att stå sig väl. En ny generation fluidiserade bäddar är under intågande och kommer att bli ett alternativ, men det ställer krav på förbehandling av avfallet (sortering, malning). För att uppfylla de nya utsläppskraven som kommer med det nya EU-direktivet, krävs ofta att både våta och torra reningssteg används, vilket alltså kan väntas bli standard. Umeå Energi uppför just nu (hösten 1999) den första helt nya anläggningen i Sverige sedan mitten av 80-talet. Den rökgasreningssekvens man har valt där är anpassad till de nya direktiven och kan anses vara state-of-the-art: textilt spärrfilter med tillsats av aktivt kol, quencher där rökgaserna fuktas med kondenseringsvatten, två tvättreaktorer med olika ph, kondensering till C och värmepump. NO x reduceras med ammoniakinsprutning. Ammoniak i kondensatet drivs av i en stripper och återanvänds. Nya avfallsslag förs till anläggningarna i större utsträckning på grund av ändrad lagstiftning för avfallshantering och vissa av dessa, till exempel slam och riskavfall från sjukhusen, kräver särskild inmatnings- och förbränningsteknik. Vattenkyld roster blir allt vanligare när värmevärdet i avfallet nu tenderar att öka på grund av sortering och ökad andel industriavfall. Kommande deponiskatt och deponiförbud, gör att lagring, oftast balning, av avfallet blir vanligare. Därigenom kan mer av avfallet utnyttjas då värmebehovet är som störst. Förbränningstekniken blir allt mer avancerad vad gäller styrning och luftinblåsning, så att förbränningen blir bättre, och risken för att skadliga ämnen bildas minskar. Detta svarar också upp till de nya EU-kraven, som säger att halten av oförbränt i slagg får vara max 3 %. Kraftvärme är än så länge olönsamt främst på grund av låga elpriser men även på grund av låga elverkningsgrader, och byggs främst av politiska skäl. Den låga elverkningsgraden beror på att ångdata måste vara låga (< o C) för att undvika korrosionsproblem i överhettare. Forskning pågår för att ta fram nya material som klarar högre ångdata. En strävan att ta vara på resurserna i samhället gör att restprodukthanteringen utvecklas. Metoder för avskiljning och återföring av ammoniak tas fram och installeras nu på anläggningarna. Även kloridavskiljning från kondensatvattnet kommer antagligen att bli vanligt. Återanvändning av slagg, till exempel som fyllnadsmaterial vid vägbyggen, är vanligt i Europa och eftersträvas i Sverige. Branschen håller i samarbete med myndigheterna på att ta fram metoder för kvalitetssäkring av slagg, för bedömning av när och hur det kan återanvändas. Olika former av stabilisering av rökgasreningsprodukterna blir allt vanligare i tätbebyggda områden i Europa där deponiutrymmena är begränsade. I Sverige är drivkrafterna mindre för detta. Högre krav vid deponering av rökgas- 14

33 reningsprodukterna kommer dock att ställas, och enklare former av stabilisering att tillämpas. Rent generellt kommer kostnaderna vid energiutvinning ur avfall att öka. Ökade miljökrav ställer krav på ny teknik, och andra kostnader tillkommer, som till exempel skatt på deponering av restprodukter från och med år Då samtliga anläggningar i Sverige redan är utrustade för höga miljökrav, kommer inte kostnadsökningen att bli lika stor som i en del länder i Europa som ligger efter på miljösidan Kritiska komponenter Teknik som krävs för att ta emot nya avfallsslag, förbättra restprodukthanteringen och så vidare finns redan och tillämpningen är en kostnadsfråga, där miljönyttan måste ställas mot kostnaden. För avfallsanläggningar är problemen med korrosion på överhettare och eldstadstuber mycket värre än för biobränsleeldade anläggningar. För ökad andel kraftvärme krävs att korrosionsproblematiken utreds och att nya, bättre material tas fram. 3.4 Stenkol, ångcykel En grundläggande beskrivning av tekniken finns i bilaga 1. Nedan behandlas en möjlig utveckling för tekniken fram till år Kondens 400 MW e Utvecklingstrender och drivkrafter Erfarenheterna från kolpulvereldade anläggningar med överkritiska ångdata har visat goda resultat och därför har det skett en fortsatt utveckling mot högre ångdata och bättre prestanda. Redan på 60-talet uppfördes anläggningar med överkritiska ångdata som fick problem, varför man återgick till mer moderata ångdata. Material- och konstruktionsutveckling har därefter gått framåt. För 10 år sedan var normala ångdata cirka 250 bar/ 560 C/560 C (enkel överhettning) och ytterligare något år tidigare 250 bar/540 C/ 540 C. Nya anläggningar uppförs med ångdata på 290 bar/580 C/580 C/ 580 C och en verkningsgrad på 47 %. Hittills finns relativt få anläggningar och drifterfarenheter saknas ännu. Avsvavlingstekniken har utvecklats så att avskiljningsgrader på 95 % kan erhållas. Samtidigt har investeringskostnaden minskat med % och egenförbrukningen från 2-3 % ner till under 1 % av uteffekten. CFB-pannor är etablerad teknik för mindre storlekar men det sker en utveckling mot större enheter. Den största finns för närvarande i Gardanne i Frankrike. Nettoeffekten är 237 MW e med verkningsgraden 38,8 % och ångdata är 169 bar/565 C/565 C. Om CFB-tekniken ska kunna konkurrera med stora kolpulvereldade anläggningar måste CFB-pannorna skalas upp och utformas med överkritiska ångdata. En utveckling i denna riktning pågår enligt IEA [3]. Anläggningar som ska driftsättas 2005 kan byggas med storleken 250 MW e. Båda pannteknikerna utvecklas mot ytterligare högre ångdata och högre verkningsgrad. Eftersom strävan att minska CO 2 -utsläppen är mycket stark, och dessutom förpliktigande, kan den traditionella drivkraften sänkt produktionskostnad få något lägre prioritet, det vill säga anläggningarna skulle kunna realiseras även om de ger samma produktionskostnad som föregående generation. 15

34 Teknikutveckling och kostnader Det bedöms sannolikt att ångdata kan höjas ytterligare inom en tioårsperiod [2]. En höjning av ångdata till 330 bar/610 C/630 C/630 C skulle innebära en ökning av verkningsgraden med 3 %-enheter till 50 %. Ökat tryck och ökade temperaturer leder till att nya material erfordras. Det finns inga uppskattningar av investeringskostnader för dessa anläggningar i litteraturen. För dagens anläggningar förekommer olika uppskattningar av investeringskostnader, men de varierar inom intervallet kr/kw e Kommande anläggningar utrustas med låg-no x brännare, SCR, FGD (avsvavlingsanläggning) och elektrofilter. Följande emissionsvärden bör kunna nås; S < 30 mg/mj, NO x < 30 mg/ MJ, stoft < 25 mg/nm 3. Siffrorna utgör inte något absolut gränsvärde utan avgörs av aktuell lagstiftning och av en teknisk-ekonomisk optimering. Utvecklingsarbete pågår för att nå ytterligare prestandaförbättringar med verkningsgrader upp till 55 % [20]. Det kräver ångtemperaturer på 700 C och användning av nya nickel-baserade superlegeringar (gasturbinmaterial). En ökning av verkningsgraden från 47 % till 55 % skulle minska bränsleförbrukningen, och därmed CO 2 utsläppen, med nästan 15 %. I Europa studeras dessa mycket avancerade anläggningar inom THERMIEprogrammet. Det är inte troligt att någon anläggning kan realisera inom en tioårsperiod, däremot kan en demonstrationsanläggning bli aktuell mot slutet av perioden. Kritiska komponenter De kritiska komponenterna är panelväggar, överhettare, samlingslådor, ångledningar och högtrycksturbinens första del. Nya material har utvecklats under 90-talet för dessa komponenter Kraftvärme 100 MW e Utvecklingstrender och drivkrafter CFB pannor kommer att utvecklas mot högre ångdata vilket i framtiden även kan innebära överkritiska tryck. Det finns mycket stora koltillgångar globalt sett och bränslepriset är lågt och stabilt. Det kommer därför finnas ett generellt intresse för teknik som ger förhållandevis rena energiomvandlingar. CO 2 problematiken blir avgörande. Teknikutveckling och kostnader Liksom för biobränsleeldade CFB pannor är det tekniskt möjligt att höja ångtrycket något och ångtemperaturen till 600 C. Det är tveksamt om överkritiska tryck blir etablerad teknik fram till Avancerade ångdata för biobränsle var inte lönsamt med de gjorda antaganden och samma resultat kan förväntas för kolbaserad kraftvärme. Av totala produktionskostnaden för el utgör kapitalkostnaden en betydande del medan bränslekostnaden för kol, vid en jämförelse mot andra bränslen, utgör en mindre del. Det innebär att dessa anläggningar är känsligare för ökad investeringskostnad vilket högre ångdata innebär. Kritiska komponenter Förbränningstekniken innebär i sig låga emissioner och innebär i dagsläget att SO 2 - reduktion i rökgaserna och SCR inte har behövts. Denna fördel vid jämförelsen mot 16

35 kolpulvereldade anläggningar kan försvinna vid hårdare miljökrav. Restprodukten som innehåller en blandning av aska, bäddmaterial och bundet svavel behöver minimeras och en marknad för produkten behövs. Det saknas erfarenheter från CFB-pannor med överkritiska ångdata. 3.5 Naturgas Kombicykler En grundläggande beskrivning av tekniken finns i bilaga 1. Nedan behandlas en möjlig utveckling för tekniken fram till år Utvecklingstrender och drivkrafter Verkningsgraden för gaskombianläggningar kan höjas genom olika åtgärder varav den viktigaste är att höja temperaturen i toppcykeln det vill säga att höja temperaturen efter gasturbinens brännkammare. Efterhand som material och kylteknik utvecklas höjs den optimala gastemperaturen och verkningsgraden ökar. Temperaturnivån har i genomsnitt höjts med 13 C per år under de senaste 40 åren [21]. Halva ökningen kan tillskrivas materialutvecklingen och resten genom förbättrad kylning av skovlar och brännkammarväggar. Förutom höjningen av inloppstemperaturen sker en ständig utveckling av enskilda komponenter. Exempel är kompressor, (gas)turbin och (ång)turbin vars komponentverkningsgrader har ökat genom mer avancerad skoveldesign. Brännkammaren har utvecklats och utförs numera ofta så att bränsle och luft är förblandade före förbränningszonen. Avsikten är att få låga tryckfall, låga emissioner av NO x och oförbrända kolväten samt en jämn temperaturprofil på arbetsmediet före expansionen i turbinen. För att erhålla ultralåga emissioner kan brännkammare utformade med katalytisk förbränning bli aktuellt [23]. Även i Sverige pågår forskning kring katalytisk förbränning [24]. En annan typ av åtgärder handlar om förbättring av cykelkonfigurationen. Exempel på detta är sekventiell förbränning i gasturbinen eller en mer avancerad ångcykel, vilket kan innebära ett tre-trycks ångsystem och mellanöverhettning av högtrycksångan. Förvärmning av naturgasen med värme som annars skulle förloras mot omgivningen är en annan cykelförbättrande åtgärd. Gaskombianläggningar når högst elverkningsgrader av alla nu kommersiella anläggningar. Det är nödvändigt eftersom de använder ett högvärdigt och relativt dyrt bränsle. Investeringskostnaden är låg i förhållande till andra kraftverkstyper. Bränslekostnaden är den dominerande posten i den totala produktionskostnaden för dessa anläggningar. Den höga verkningsgraden innebär låga CO 2 -emissioner och med senaste brännkammarteknik kan mycket låga emissioner av NO x och oförbrända kolväten erhållas. Globalt sett kommer gaskombi-anläggningar att utgöra majoriteten av nybyggd produktionskapacitet till 2010 för stora baslastkraftverk Teknikutveckling och kostnader Kondens 400 MW e Det pågår ett intensivt utvecklingsarbete för stora gaskombianläggningar, inte minst i USA via ATS programmet (Advanced Turbine System). Den uttalade målsättningen för stora anläggningar är: > 60 % verkningsgrad, < 9 ppm (ca 20mg/MJ) NO x, < 20 17

36 ppm oförbrända kolväten, hög bränsleflexibilitet, reducerad produktionskostnad för el med 10 % samt bibehållen eller förbättrad situation vad gäller tillförlitlighet, tillgänglighet och underhåll [25]. Det är inte troligt att verkningsgraden höjs nämnvärt över 60 % under kommande 10 årsperiod. Det handlar snarare om att verifiera de stora utvecklingssteg som redan tagits på relativt kort tid. Kraftvärme 150 MW e, 40 MW e Det är troligt att verkningsgraden kan förbättras ytterligare med 2-3 %-enheter under en 10 årsperiod. Gasturbiner inom detta storleksområde kan förmodligen dra nytta av utvecklingsinsatser för större gasturbiner men också av fortsatt tekniköverföring från flygmotorer. Världsmarknaden för små och medelstora gaskombianläggningar är växande vilket anses bero på avregleringen av flera elmarknader och att nya aktörer träder in (IPP, Independent Power Producers). Investeringskostnaden blir troligen oförändrad eller svagt sjunkande till följd av hög konkurrens. Produktionskostnaden bör kunna sänkas något på grund av högre verkningsgrader Kritiska komponenter Den kritiska punkten gäller drift- och underhållskostnader, speciellt för gasturbinens heta delar. Den senaste utvecklingen innebär kraftigt höjda turbininloppstemperaturer vilket ställer mycket höga krav på kyldesignen i kombination med ytbeläggningar (Thermal Barrier Coatings). Gastemperaturen är cirka C högre än tillåten materialtemperatur. Den höga temperaturen ställer ökade krav på underhåll och kontroll samt ökade krav på utbyte av högtemperaturdelar och ytbeläggningar. 3.6 Naturgas, småskalig teknik, kraftvärme Utvecklingstrender och drivkrafter Den framtida utvecklingen på dieselmotorområdet kommer sannolikt att fokuseras på en reduktion av emissionerna. Dagens teknik med katalysatorer ersätts av förbränningstekniska åtgärder som reducerar emissionerna utan att försämra verkningsgraden. Vidare kommer såväl elverkningsgrad som totalverkningsgrad att förbättras. Utveckling mot andra bränslen som träpulver och kolpulver pågår. Även ottomotorn utvecklas mot ökad verkningsgrad och minskade emissioner. Dessutom kommer större motorer med hög effekt att tas fram. Den senare utvecklingen finns redan i dag, genom att dieselmotorkonstruktioner modifieras till ottoprocessen för att nå lägre emissionsnivåer. Forskning på nya motorkoncept, till exempel homogen kompressionsantändning, ATAC, pågår. [24]. Principerna är: Homogen luft-bränsleblandning i inloppet som i en ottomotor, kompressionsantändning som i en dieselmotor och långsamma kemiska reaktioner i förbränningsprocessen genom mager bränsle-luftblandning. Fördelarna kan vara ultra-låga NO x -emissioner och hög verkningsgrad, jämförbar med dieselmotorns. För småskaliga gasturbiner pågår arbete med keramiska material för gasturbinens heta delar, till exempel första stegets skovlar och som liner i brännkammare. De tekniska problemen är stora men samtidigt är potentialen för ökad verkningsgrad stor. 18

37 3.6.2 Teknikutveckling och kostnader Storlek 1 MW e Dieselmotorns elverkningsgrad och totalverkningsgrad kan sannolikt öka med ett par procentenheter under en tioårsperiod. Emissionerna kan troligen halveras och nya bränslen kan användas. Gasturbinens verkningsgrader kan sannolikt öka någon procentenhet och emissionerna reduceras med torra låg-no x brännkammare. Storlek 100 kw e Ottomotorns elverkningsgrad och totalverkningsgrad kan sannolikt öka med ett par procentenheter under en tioårsperiod. Emissionerna kan troligen halveras. Mikro gasturbiner har hittills inte använts i stor utsträckning för kraftvärmeapplikation. Det finns några få turbiner för storleksklassen. Med rekuperator kan gasturbinen uppnå elverkningsgrader kring % och vid kraftvärmedrift en totalverkningsgrad på %. Mikroturbiner behandlas ytterligare i kapitel Kritiska komponenter För konkurrenskraften är det viktigt att reducera investeringskostnaden. För små anläggningar handlar det mycket om att finna koncept som lämpar sig för stora serier. 3.7 Vindkraft Principiell uppbyggnad I ett vindkraftverk omvandlas vindens rörelseenergi till elektricitet i en generator. Den vanligaste typen av vindkraftverk i storleksklassen kw har en rotor bestående av en horisontell axel med tre eller två blad. Bladen är fastsatta i ett nav som i sin tur via en axel och en växellåda för över kraften till en generator. Växellådan har till uppgift att åstadkomma ett varvtal som passar generatorn, runt 1500 varv i minuten. Allt vanligare blir det att använda sig av generatorer och elektronik som gör att växellådan inte behövs. Detta ger möjligheten till drift med variabelt varvtal, vilket bland annat kan betyda minskade ljudnivåer och något större elproduktion. Av säkerhetsskäl måste alla vindkraftverk ha två oberoende bromssystem, till exempel en aerodynamisk broms (en konstruktion som vrider bladet eller bladspetsen) och en mekanisk skivbroms. På toppen av tornet sitter också en motor för att vrida maskinhuset så att det alltid pekar mot vinden. Bladen kan på vissa konstruktioner, med hjälp av en annan motor, vridas runt sin egen axel för att begränsa effekten vid höga vindstyrkor, så kallad pitch-reglering. En annan konstruktion som hittills varit vanligare är stall-reglering, överstegringsreglering, vilket innebär att bladen fästs stumt i navet. Den inställda vinkeln på bladen medför att de successivt tappar sin dragkraft vid högre vindhastigheter. På så sätt begränsas effektuttaget så att inte maxeffekten överskrids. Normalt producerar verket el vid vindhastigheter mellan 4 och 25 m/s och märkeffekten nås vanligtvis vid vindstyrkor kring m/s. Längst upp på maskinhuset sitter vindhastighetsmätare och vindriktningsgivare. De förser en reglerdator med information, så att datorn kan reglera bladvinklar, riktning på verket och bromssystem. Det går också vanligtvis att övervaka och kontrollera verket från en annan plats med hjälp av till exempel ett telefonmodem. 19

38 När det gäller miljöprestanda har vindkraftverk uppenbara fördelar. Vid normal drift förekommer inga utsläpp av miljöstörande ämnen till omgivningen. Närmiljön påverkas emellertid av buller och landskapsbilden förändras. Genom isolering av maskinhus och bättre utformning av bladen har såväl mekaniskt som aerodynamiskt buller kunnat minskas. Därmed uppfyller dagens vindkraftverk de krav som lagstiftningen ställer på ljudnivån vid ett avstånd på ca m. Större (1,5 MW) vindkraftverk uppvisar idag samma ljudeffektnivå som mindre maskiner (600kW) Utvecklingstrender och drivkrafter Utbyggnaden av vindkraft har ökat starkt på senare år. Detta har inneburit att det nu finns flera vindkrafttillverkare som driver utvecklingsarbete och producerar aggregat i långa rationella serier. De största tillverkarna finns för närvarande i Danmark och Tyskland. Utvecklingen går mot allt större verk. Anledningarna till detta är flera: bättre utnyttjande av bättre vindtillgång på hög höjd, mindre visuell störning av färre stora verk än flera små samt på sikt lägre specifik investeringskostnad. En annan väsentlig drivkraft för denna utveckling är det ökande intresset för vindkraft till havs, där större enheter kan innebära lägre specifika kostnader för främst fundament och kablar. I början av 90-talet var den optimala storleken kw. Idag installeras framförallt effektstorlekarna kw. De flesta europeiska tillverkare av vindkraftverk marknadsför idag vindkraftverk med en effekt upp till 2.0 MW. De flesta bedömare anser att man kan på 3 5 års sikt kan räkna med att nätanslutna vindkraftverk serietillverkas i storlekar upp till 3 MW. Dagens vindkraftverk är vanligtvis trebladiga. Vindkraftverk med två blad och inbyggda flexibla element har provats i stora vindkraftverk, bland annat i Sverige. Tekniken bedöms generellt ha en större potential för kostnadsreduktioner än de traditionella koncepten, men har ännu ej kunnat kommersialiseras. Med flexibel konstruktion avses strukturdynamisk flexibilitet som leder till vindkraftverk med låg vikt. Eftersom vikten, och därmed materialåtgången reduceras förväntas kostnaderna kunna bli lägre. För havsförlagda vindkraftverk sker en stark utveckling på fundamentsidan. Den enklaste typen av fundament är monopile, som innebär att man borrar ett hål i havsbotten och sticker ned ett förlängt tornrör. Metoden tillämpas både i lerbotten och berg. En annan teknik som tillämpats till havs är gravitationsfundament Prestanda Produktionen av el från ett vindkraftverk beror främst av vindenergitillgången, därför blir skillnaden i produktion mellan bra och dåliga vindlägen mycket stor. För att kunna bedöma ett vindkraftverks årliga elproduktion måste hänsyn tas dels till vindhastigheten och dels till vindhastighetens fördelning över året. En förändring av vindhastigheten med en faktor 2 ökar vindens energiinnehåll 8 gånger. Att bedöma och hitta platser med höga vindhastigheter är därför av stor betydelse. En ökning av medelvindhastigheten från 7 till 8 m/s ökar den årliga elproduktionen, beroende på vindkraftverksmodell, rotordiameter och Weibullfördelning (beskriver vindens relativa fördelning över 20

39 året), med drygt 25 %. Ett sätt att på en given plats höja produktionen är att öka höjden på vindkraftverket. Genom teknisk utveckling förbättras aggregatens verkningsgrad successivt. Detta sker bland annat genom att aerodynamik och vingprofiler förfinas och att förluster i konstruktionen minskas. I tabell 3.1 redovisas en bedömning av utnyttjningstiden för en för Sverige genomsnittlig lokalisering som motsvarar ett vindläge med ett vindenergiinnehåll på ca kwh/m 2 och år uppmätt på 100 m höjd, nedräknat till navhöjd (kartering enligt SMHI). Vindkraftverk med en effekt på 3 MW tillverkas ännu inte kommersiellt och för att bedöma utnyttjningstiden har en konservativ bedömning gjorts av en vindeffektprofil motsvarande dagens 1,5 MW vindkraftverk. Effekt 600 kw 3 MW Turbindiameter (m) Navhöjd (m) Utnyttjningstid (h/år) vid landförläggning Utnyttjningstid (h/år) vid havsförläggning Serietillverkning från och med år 1994/95 Uppskattningsvis efter år 2005 Tabell 3.1. Exempel på olika vindkraftverks produktionskapacitet vid samma geografiska placering Kostnader De vindkraftverk som idag uppförs har en effektstorlek omkring 600 kw. Den genomsnittliga kostnaden för storleken framgår av tabell 3.2. Kostnadsredovisningen baseras på den faktiska kostnaden för de vindkraftverk som uppförts i Sverige fram till år Av de totala kostnaderna uppgår maskin, torn och fundament till ca 80 %. För de vindkraftverk som installerats är kostnaden i genomsnitt något högre för lokaliseringar med höga medelvindhastigheter. I rapporten Wind Energy the Facts [26] antas att kostnaden i genomsnitt ökar med 8 % vid en ökning av vindhastigheten med 1 m/s. Effekt 600 kw Investeringskostnad (kr/kw) Drift- och underhållskostnad (kr/år) i % av den genomsnittliga totala investeringskostnaden 1,7 % Tabell 3.2 Kostnader för vindkraftverk. En vanlig förläggningsform i framtiden torde vara gruppstationer, speciellt vid havslokalisering. Genom att bygga många aggregat på samma plats minskar kostnaderna, bland annat genom större upphandlingar och enklare elanslutning. Placering av transformatorn i maskinhuset för att förbilliga nätanslutningen har föreslagits av flera vind- 21

40 kraftleverantörer. Detta ger även bättre möjlighet till rationellt underhåll, vilket också medverkar till lägre elproduktionskostnader. Detta motverkas dock något av att vindkraftverk i närheten av varandra påverkar varandra så att den sammanlagda verkningsgraden sjunker vid placering i grupp. I en underbilaga till Vindkraftutredningen [60] uppskattade Vattenfall reduktionen till i genomsnitt 2 8 % lägre energiproduktion beroende på gruppform än om vindkraftverken i gruppen hade placerats var för sig på land. Lägst påverkan fås om alla vindkraftverk kan placeras i rad mot den dominerande vindriktningen. Den tekniska utvecklingen och tillverkning i långa serier har under den senaste 10- årsperioden inneburit stora kostnadsminskningar. En fortsättning av denna trend, men med viss avmattning, kan förväntas. De flesta bedömningar om framtida kostnader som gjorts bygger på en tillämpning av teorierna bakom Learning Curve Theory, som bygger på historiska analyser av kostnadsförändringar. Resultatet av analyserna redovisas bland annat i form av en faktor Progress Ratio (PR). Faktorn beskriver den kostnadsförändring som uppstår när den installerade mängden vindkraftverk fördubblas. I olika studier anges PR-faktorn generellt till mellan 0,85 [65] och 0,96 [64] beroende på vilka antaganden som ingått i analysen. I PR-faktorn 0.85 ingår t.ex. både kapitalkostnadsreduktioner och utnyttjandet av bättre vindförhållanden. I faktorn 0,96 ingår endast förändringar av investeringskostnaden och ingen hänsyn är tagen till teknikgenombrott eller uppförande av vindkraftverk på platser med högre vindenergi. Om hänsyn tas till att utvecklingen av vindkraft även omfattar teknikgenombrott sjunker faktorn till ca 0,92[64]. 0,4 0,3 Läge 2800 drifttimmar Läge 2100 drifttimmar kr/kwh 0,2 0, Ackumulerad effekt (GW) Figur 3.1 Produktionskostnad som funktion av installerad effekt (PR-faktor 0,92). I figur 3.1 redovisas hur produktionskostnaden förändras med PR-faktor 0.92 och de förutsättningar som anges i tabell 3.1 och 3.2 samt en avskrivningstid på 20 år med kalkylränta 4 %. Vilken nivå som kan antas gälla år 2010 har bland annat bedömts av BTM Consult (oktober 1998). Studien är gjord för organisationen Forum for Energy & Development (FED) och beskriver utvecklingen i 2 scenarier. Totalt förväntas den i världen installerade kapaciteten öka till drygt respektive MW år 2010 bero- 22

41 ende på vilket antagande som används. Detta kan jämföras med nivån MW som var den totalt installerade effekten vid början av år En totalt installerad effekt motsvarande MW år 2010 motsvarar en utbyggnadstakt på ca 25 % per år vilket är ca 1 % högre än vad som varit fallet fram till 1998, men lägre än utvecklingen i år (25 % fram till september 1999). Med denna utbyggnad kan ur diagrammet ovan kan att produktionskostnadsreduktionen förväntas bli mellan % för respektive utnyttjningstid 2100 tim/år och 2800 tim/år. I EUs studie [26] anges att kapitalkostnaden år 2020 bör uppgå till mellan 50 och 75 % av dagens kostnader, vilket till år 2010 motsvarar en reduktion med ca %. En fransk rapport [66] redovisar en reduktion av investeringskostnaden till år 2010 på ca %. Generella danska bedömningar av hur de totala produktionskostnaderna utvecklas är dock i regel lägre, % till år 2010 [67]. En förklaring till detta är att hänsyn tagits till ökad storlek, d.v.s. ökad höjd, samt att sämre lägen i Europa och världen utnyttjas. Detta drar ned produktionen och därmed ökar produktionskostnaden i förhållande till våra antaganden (tabell 3.3). Utifrån varierande uppskattningar från olika referenser är en samlad bedömning att elproduktionskostnaden, vid en utbyggnadstakt i den storleksordning som redovisas ovan, reduceras med % till år I tabell 3.3 redovisas den totala investeringskostnaden. Spannets nedre del motsvarar ca 25 % reduktion av investeringen för dagens 600 kw-aggregat medan den övre delen av spannet förväntas gälla för större anläggningar (3 MW). Kostnader för vindkraft till havs är svårbedömbart, eftersom underlag och erfarenheter för sådana bedömningar ännu ej finns tillgängliga, men en grov uppskattning är att investeringskostnaden blir 50 % högre än för ett motsvarande landförlagt aggregat. Investeringskostnad (kr/kw) vid landförläggning Investeringskostnad (kr/kw) vid havsförläggning Tabell 3.3 Uppskattning av kostnader för vindkraftverk år Drift- och underhållskostnaden, angiven som en procentuell andel av vindkraftverkets totala investeringskostnad i tabell 3.2, är baserad på danska erfarenheter av 600 kw vindkraftverk och avser maskinens hela tekniska livslängd. Kostnaden utgörs till största delen av en fast kostnad som bara förändras till viss del med aggregatstorleken. Man kan därför anta att kostnaden för de större vindkraftverken kommer att bli lägre än för de mindre storlekarna. Vidare kan man förvänta sig högre kostnader vid havsförläggning än ett landläge. Vindkraftverken producerar endast el när det finns tillgång till vind, vilket inte säkert sammanfaller med elbehovet. Detta innebär att det måste finnas tillgång till andra produktionsresurser för att balansera förbrukningen av el med tillgången. I Sverige finns bra möjligheter för balansreglering genom vattenkraften. Kostnaderna för balanseringen ökar vid en kraftig utbyggnad av vindkraft och minskar värdet av vindkraftproducerad el. Det finns för närvarande inga tillgängliga aktuella bedömningar av hur 23

42 stora balanskostnaderna blir, varför vi i denna utredning valt att ej räkna med sådana kostnader Kritiska komponenter I jakten på lägre kostnader är uppskalningen till större aggregatstorlekar det viktigaste målet. Erfarenheterna har visat att uppskalning, inte bara i vindkraftsammanhang, kan vålla mer problem än vad som kunde förutses. För etablering till havs krävs även vidare utveckling av fundament eller andra metoder för förankring. Andra faktorer än tekniken är kanske mer betydelsefulla för utvecklingen av vindkraften såsom acceptansfrågor samt plan- och miljöfrågor. 3.8 Vattenkraft Principiell uppbyggnad Ett vattenkraftverk omvandlar energin i ett vattendrag till elektrisk kraft via en turbin och en generator. Ofta finns någon form av magasin där tillrinnande vatten samlas. Genom att bygga en damm kan stora mängder vatten lagras. Samtidigt kan fallhöjd från en längre del av vattendraget samlas och utnyttjas i vattenkraftverket. Från magasinet leds vattnet via en tilloppsledning till turbinen. Härvid omvandlas vattnets lägesenergi till tryck- och rörelseenergi. Vid inloppet till tilloppsledningen finns rensgaller som hindrar att främmande föremål når turbinen, samt luckor för att stänga tilloppet. Ett vattenkraftverk anpassas till varje plats genom val av komponenter och teknik. Anläggningarna kan därför variera mycket beroende på dess ingående delar och de lokala förutsättningarna. Utöver detta har existerande kraftverk tagits i drift under en lång tidsperiod, upp till 100 år, varför många teknikgenerationer förekommer sida vid sida Utvecklingstrender och drivkrafter I dag finns ca 1200 mindre och drygt 700 större vattenkraftanläggningar i drift och antalet har varit relativt stabilt under de senaste decennierna. Vattenkraftverken producerar i Sverige ca 65 TWh per år. I dag och i ett längre perspektiv kommer möjligheterna att utnyttja vattenkraft i allt större utsträckning att bero på hur man kan lösa den påverkan en utbyggnad har på miljön. Vad en högre grad av miljöanpassning konkret kan innebära avgörs från fall till fall i samband med miljöprövningar. I dagsläget är den övervägande delen av utbyggnadsbara lägen skyddade enligt miljöbalken med geografiska särbestämmelser Prestanda Den mängd energi som kan omvandlas i ett vattenkraftverk bestäms framförallt av vattnets fallhöjd och av vattenflödet genom turbinen, samt förluster i anläggningen. Förlusterna kan delas upp i förluster i vattenvägar, turbiner, generatorer och transformatorer. I Sverige använder man främst två olika turbintyper: Francis och Kaplan. Francisturbinen har ställbara ledskenor och fasta löphjulsskovlar och används främst vid hög fallhöjd eller jämn vattenföring. Vid lägre fallhöjder och ojämn vattenföring används 24

43 Kaplanturbiner som utöver ställbara ledskenor har vridbara löphjulsskovlar. Därigenom uppnås hög verkningsgrad inom ett större lastområde. Moderna vattenturbiner uppvisar verkningsgrader i intervallet %, beroende på storlek och typ Kostnader Vattenkraftverk har en mycket lång teknisk livslängd, men delar av verken behöver rustas upp löpande med tidsintervall typiskt år för kontrollutrustning, år för övrig elektrisk utrustning samt år för tyngre mekanisk och elektrisk utrustning som turbin och generator. Sådana förnyelseinsatser kan, beroende på åtgärder, ge en förbättring av verkningsgraden på någon eller några procentenheter. Nya lösningar som introduceras är till exempel transformatorlösa generatorer (Powerformer). Varje vattenkraftverk är i princip unikt. De har anpassats till den teknik som var ledande då vattenkraftstationen uppfördes (från tidigt 1900-tal till idag) och till det aktuella läget som är speciellt för varje anläggning. Tanken har genom decennierna varit att bygga ut ekonomiskt optimalt med hänsyn till geografins särart och teknisk lösning. Bedömd kostnad och potential för framtida vattenkraftverk med en effekt över 200 kw redovisas i SOU 1996:155, figur 3.2. Kostnaderna bygger på uppgifter från statliga utredningar år 1979 och Prisnivån anges till årets prisnivå vilket skall tolkas som prisnivån år 1996 när uppgifterna [58] presenterades GWh/år <3 <4 <5 <6 <7 <8 <9 <10 <15 kr/årskwh Figur 3.2. Uppskattning av kostnaden för att utnyttja kvarvarande vattenkraftpotential enligt SOU 1996: Kritiska komponenter På senare år har endast ett fåtal nya vattenkraftverk byggts, varvid stora ansträngningar till miljöanpassning har gjorts. I övrigt har insatserna i stor utsträckning inriktats mot minskade drift- och underhållskostnader, vilket inneburit att system för fjärrdrift och -övervakning installerats. På komponentsidan har den nya generatortypen Powerfor- 25

44 mer börjat få genomslag. Den långa livslängden i kombination med höga investeringskostnader innebär att introduktion av ny teknik tar mycket lång tid, år. För småskaliga anläggningar finns det av kostnadsskäl behov att utveckla enkla modulariserad koncept baserade på standardkomponenter. 3.9 Utvecklingsbehov Sammanställning En stor del av utvecklingen för kommersiell teknik kommer att ske internationellt, medan en del görs i Sverige, beroende av vilken teknik som avses. I tabell 3.4 redovisas en sammanställning av viktigare FoU-områden för teknikerna i kapitel 3. Dagens Område Svenska Utländska Svenskt intresse teknikalternativ aktörer aktörer Biobränsle-ångcykel kraftvärme Avfall-ångcykel kraftvärme Stenkol ångcykel Överhettarkorrosion, förbränningsteknik, emissioner Korrosion i överhettare och eldstad, förbränningsteknik, emissioner Material för överhettare Naturgas kombicykler Material för heta delar Naturgas Småskalig teknik kraftvärme Vindkraft Vattenkraft Koleldade anläggningar är för närvarande ej aktuella för Sverige, varför insatserna närmast utgöres av teknikbevakning Lågkostnadsteknik, automatisering Havsförläggning, miljöanpassning, buller, samverkan med elnätet ABB, Sandvik, Kvaerner, Högskolorna, Kraftbolagen, Värmeforsk, Elforsk, STEM Kvaerner, Sandvik, ABB, STEM, Högskolorna, Kraftbolagen, Värmeforsk ABB, Högskolorna ABB, STEM, Volvo Aero, Högskolorna, Kraftbolagen, Elforsk Volvo, ABB, Kraftbolagen, STEM, Elforsk, Högskolorna Kraftbolagen, STEM, NWP, FFA, Högskolorna Miljöanpassning, Kvaerner, ABB, vattenturbiner, Kraftbolagen, reduktion av Waplands DoUHkostnader Burmeister, Foster Wheeler von Roll, VKW, Foster Wheeler, Völund Babcock, Siemens, General Electric Westinghouse Siemens, General Electric Westinghouse Capstone, Allied Signal, Wärtsilä, Jenbacher Vestas, NEG/Micon, Enercon Sulzer Tillgången på biobränsle är i ett internationellt perspektiv begränsad, vilket innebär att vi i mindre utsträckning kan nyttiggöra utländska utvecklingsinsatser än för fossila bränslen. Förbättrat elutbyte ger bättre utnyttjning av fjärvärmelasten, eftersom avfallsanläggningarna har lång drifttid och går som grundlast Utvecklingen utomlands studeras för att vid behov kunna tillvarata erfarenheter Intresset styrs av tillgången på bränsle (naturgas) och möjligheten att få en rimlig kostnadsbild För svenskt vidkommande finns ganska stora ambitioner vad gäller utbyggnad men ännu ingen tillverkande industri. Viktiga frågor blir därmed miljöanpassning och havsförläggning. Vattenkraften utgör en stor del av den svenska elproduktionen vilket innebär att även små förändringar i varje anläggning kan ge betydelsefullt resultat. Tabell 3.4. Utvecklingsbehov för kommersiell teknik. 26

45 4. Nya tekniker 4.1 Allmänt Sortering av tekniker Det finns en lång rad nya omvandlingstekniker för vilka det sker eller har skett aktiviteter i form av studier, forskning, utveckling och demonstration. Vissa blommar upp för en kort tid för att sedan tappa i intresse. Andra har ansetts vara nya under en längre tid men inte ännu kunnat kommersialiseras på grund av för höga kostnader. I flera fall är de nya teknikerna inte direkt nya men har fått nytt intresse då marknaden förändrats och applikationerna blir nya. Utgångspunkten för denna rapport var att ta med några av de tekniker som ligger närmast till hands för att kunna kommersialiseras fram till De tekniker som referensgruppen enats om att belysa är följande: Biobränslen: Stenkol: Naturgas: Solenergi: Förgasning och kombicykel (IGCC) Indirekt eldad gasturbin Småskalig teknik Termisk förgasning (IGCC) PFBC Bränsleceller Evaporativ gasturbin Mikroturbiner (ca 100 kw e ) Stirlingmotorer Solceller Nedan redovisas även ett antal intressanta tekniker som diskuterats i detta sammanhang, men som av olika anledningar valts att inte beskrivas närmare i denna rapport. Bränsle Teknik Förklaring Anm. Biobränslen Rötning Rötgasutvinning från avfall och biobräns- Nischteknik len i kombina-tion med gasmotorer eller gasturbiner Kol Stor ACFB Atmospheric Circulating Fluidised Bed För sämre kolsorter Svartlut Förgasning IGCC baserat på pappersindustrin Industriell process Naturgas Avancerade ICR: Gasturbin med mellankylning och Stora utvecklingsprogram i gasturbin- rekuperator (värmeåtervinning) ISTIG: USA (Advanced Turbine processer Gasturbin med mellankylning och ång- Systems) och Tyskland (AG ICR, ISTIG insprutning (ånga från avgaspanna) Turbo) Naturgas Kalina- Ångprocess med ammoniak och vatten Eventuellt i kombination processen med gasturbiner Naturgas Kemisk reku- Avgaspanna med kemisk energiåtervin- Längre perspektiv perad gastur- ning. Avgasvärme används för att förädla bin bränslet (höja vätgashalten) Fossila CO 2 -avskilj- Tekniker för att skilja av CO 2 direkt i Teknik för avskiljning finns bränslen ning med de- processen eller från avgaserna. Depone- idag. Eventuellt intressant i ponering ring av CO 2 i hav eller djupa akvifärer. ett längre perspektiv 27

46 Bränsle Teknik Förklaring Anm. Vätgas System för vät- Vätgas som energibärare av förnybar Längre perspektiv gasgenerering, energi (CO 2 -fria avgaser vid omvandling). transport, ener- Tänkt i kombination med bränsleceller. giomvandling. Avfall Förgasnings- Nya processer med förgasning och hög- Intressanta i ett längre processer för temperatur-steg för minimering av emis- perspektiv. avfall och slam. sioner och stabil (sintrad) aska. Fasta bräns- Hybridteknik Processer som kombinerar förbränning av Kombination av beprövade len/natur- Kol/bio/natur- fasta bränslen och naturgasdrivna gastur- tekniker. Förberedelse för gas gas(typ Ave- binprocesser. Hög verknings-grad. ÖH framtida elproduktion. Omdöre 2) Bio/na- med naturgas istället för biobränsle och byggnad (repowering) turgas Avfall/ avfall. naturgas Tabell 4.1 Tekniker som ej behandlas vidare i rapporten. 4.2 Biobränslen Biobränsle är ett begrepp som innefattar en mängd ganska olika bränslen. En uppdelning av dessa kan till exempel göras efter ursprung i trädbränsle, halmbränsle och energigrödor. De förstnämnda kan vidare delas upp i skogsbränslen, återvunnet trädbränsle och energiskogsbränsle [27]. Ovan nämnda biobränslen kan användas i sin ursprungliga form (oförädlade) för produktion av el och värme. Ett exempel är flisade hyggesrester med relativt hög fukthalt som direkteldas i pannor för värme- eller kraftvärmeproduktion. Ett alternativ till detta är att förädla biobränslet, till exempel för att förbättra förbrännings- och lagringsegenskaperna. Vanliga exempel på detta är mekanisk sönderdelning och torkning för att producera ett mer homogent bränsle i form av pulver, pellets eller briketter. Dessa produkter eldas vanligen i något mindre pannor. Biobränsle kan även förädlas/omvandlas till flytande och gasformiga produkter. Därigenom kan biobränsle användas även i omvandlingstekniker vilka ursprungligen utvecklats för flytande eller gasformiga bränslen. Exempel är gasturbiner och förbränningsmotorer där alternativet, att utveckla tekniken för att klara ett fast bränsle, kan vara svårt. Nedan kommer ett antal omvandlingstekniker för produktion av el från biobränslen att behandlas. Vissa av dessa baseras på förbränning av ett fast bränsle medan andra inkluderar en integrerad process där bränslet omvandlas till gasfas för att lättare kunna användas. I motorer och gasturbiner (liksom i pannor) kan även biobränsle i flytande form användas och de modifieringar som krävs för detta är relativt små. Då flytande bränslen också kan transporteras och lagras är det möjligt att separera produktion och användning av bränslet, varför bränsleförädlingen inte måste integreras med själva kraftvärmeproduktionen 2. Därför begränsas framställningen här till en kortfattad be- 2 Bränslefabriken kan emellertid utformas som ett kombinat där överskottsvärme från processen utnyttjas för att producera värme och el. 28

47 skrivning av tekniken för att producera metanol, etanol och pyrolysolja från trädbränsle, avsnitt IGCC kombicykel med integrerad förgasning Genom att termiskt förgasa biobränslen och använda den producerade gasen i en kombicykel kan elverkningsgraden höjas jämfört med konventionell teknik. Olika processvarianter är möjliga och två tekniker som utvecklas är förgasning i fluidiserande bädd vid atmosfärstryck respektive vid förhöjt tryck. Ett exempel på den förra är TPS teknik och figur 4.1 visar principen för denna. Bränslet matas in i förgasaren och förgasningsreaktioner äger rum vid ca 900 C. Den producerade lågvärdesgasen innehåller en del tyngre kolväten, tjäror. För att undvika problem med kondenserande tjäror i gaskylare och reningsutrustning, leds gasen därför till en andra fluidiserande bädd med dolomit, där huvuddelen av gasens tjärinnehåll bryts sönder till lättare beståndsdelar. Gasen kyls därefter, bland annat genom värmeåtervinning till ångcykeln, och renas i en våt skrubber innan den komprimeras och levereras till gasturbinen. Gasturbinens bränslesystem och brännkammare måste normalt modifieras för att klara det större volymflödet jämfört med designbränslet naturgas. I övrigt är kombicykeln av konventionell typ med undantag för den extra ångproduktionen från gaskylaren. Stack Dolomite Fuel Gasifier Cracker Gas purification Preparation Dryer Fuel gas Gas cooling Fly ash Flue gas Heat Recovery and Steam Generation Effluent Steam turbine Gas compressor G G Air Air Gas turbine Electricity to local grid Figur 4.1. Principskiss, kombicykel med integrerad atmosfärisk förgasning.(med tillstånd från TPS.) I figur 4.1 ses även en bränsletork som utnyttjar lågtemperaturvärme i rökgasen för att torka bränslet, innan det matas in i förgasaren. Anledningen är att ett torrare bränsle ger en gas med högre värmevärde. Torkbehovet varierar med bränslet men typiskt torkas färsk skogsbränsleflis från 50 % fukthalt till %. Som ett alternativ till rökgaser kan ånga användas som torkmedium. 29

48 En annan processvariant är Bioflows koncept med trycksatt förgasning vars princip visas i figur 4.2. Istället för att komprimera den producerade gasen trycksätts istället förgasaren. Luft till förgasaren tas från gasturbinens kompressor, komprimeras ytterligare i en booster-kompressor och tillförs förgasaren. Den producerade lågvärdesgasen kyls och renas i ett hetgasfilter vid ca 400 C varefter den förs direkt till gasturbinen. Den högre temperaturen gör att huvuddelen av tjärorna i gasen förblir i gasfas och kan förbrännas i gasturbinens brännkammare. Figur 4.2. Principskiss, kombicykel med integrerad trycksatt förgasning. I figur 4.2 visas bara kombicykeln med integrerad förgasare men även detta koncept kräver att bränslet torkas innan det tillförs förgasaren. Elverkningsgraden för demonstrationsanläggningar baserade på dessa tekniker har beräknats till drygt 30 % (LHV). Optimerade anläggningar i kommersiell skala ( MW e ) bedöms kunna nå verkningsgrader i intervallet % (LHV). Kommersiell teknik bedöms kunna finnas på marknaden inom en tioårsperiod Småskalig förgasning Även i mindre skala kan förgasning av biobränslen vara ett intressant alternativ. Det handlar då vanligen om förgasare av typen fast eller rörlig bädd, ofta i kombination med en förbränningsmotor. Förgasaren arbetar vid atmosfärstryck och gasreningen sker vid låg temperatur då en kall gas krävs för hög effekttäthet i motorn. För att kunna ta till vara värme från gaskylning och avgaser krävs koppling till värmekrävande process eller fjärrvärme. Såväl diesel- som ottomotorer används och elverkningsgrader i samma storleksordning som för flytande bränslen uppnås, det vill säga %. För anläggningen som helhet minskar dock elverkningsgraden, bland annat till följd av värmeförluster vid förgasning 30

49 och gasrening samt ökat internt elbehov, till exempel för gaskompression då en dieselmotor används. Vanliga storlekar för gasmotorer är 0,1 15 MW, vanligen med ottomotorer i nedre delen av effektintervallet och dieselmotorer i övre delen. En enkel principskiss för en kraftvärmeanläggning med förgasning av biobränslen visas i figur 4.3. Förgasaren är här av nedströms fastbäddstyp. Gasen som tas ut från nedre delen av förgasaren har lågt tjärinnehåll och hög temperatur, runt 800 C. En begränsning för denna typ av förgasare är att den är svår att skala upp. Den övre gränsen för ett motorbaserat kraftvärmesystem verkar ligga kring 500 kw e [28]. För större anläggningar kan då en motströms förgasare vara ett alternativ. Jämfört med nedströmsförgasaren blir gastemperaturen lägre (~250 C) men tjärinnehållet blir samtidigt högre. För att undvika problem i nedströms utrustning (motor, gaskompressor) har katalytisk sönderdelning av bildade tjäror föreslagits. Mer utveckling krävs dock på detta område. Bränsle Gaskylare Gasrening Ren gas Luft Motor G Luft Avgaspanna Smörjoljekylning Aska Mantelkylning Retur fjärrvärme Till fjärrvärme Laddluftkylning Figur 4.3. Princip för gasmotor med biobränsleförgasare. Vilken typ av gasrening som krävs beror på typ av förgasare samt vilka krav som ställs på gaskvaliteten. En vanlig konfiguration består av en befuktare som kyler gasen ytterligare och mättar den med vattenånga, följd av en skrubber som avskiljer partiklar och kondenserade tjäror. Även vattenlösliga gaser som ammoniak avlägsnas. Vid behov kan anläggningen kompletteras med en katalysator för reduktion av NO x - halten i avgaserna. Denna sitter då vanligen före avgaspannan. Det är knappast troligt att tekniken blir kommersiellt intressant inom en 10-årsperiod Direkteldning För att slippa integrera en förgasare i processen har direkteldning av fast bränsle, vanligen träpulver, i gasturbiner och motorer föreslagits. Ett projekt med denna inriktning drivs vid Luleå Tekniska Universitet. Där planeras att förbränna biobränsle i två steg: I det första steget förgasas träpulver i en cyklon som även avskiljer partiklar av aska och oförbränt. Därefter slutförbränns gasen i en modifierad gasturbinbrännkammare [29]. 31

50 Ett problem med denna tillämpning är risken för erosion, främst av gasturbinskovlar, om bränsle eller askpartiklar följer med gasen. Alkalimetaller från bränslet kan även orsaka högtemperaturkorrosion. Direkteldning av träpulver har även föreslagits för dieselmotorer. Forskning pågår till exempel på Chalmers. Beräkningar utförda vid Institutionen för Termo- och Fluiddynamik visar att en dieselmotor med träpulver som bränsle når 30 % verkningsgrad, att jämföra med 45 % för samma motor vid dieseldrift [30]. Man har även en experimentrigg där man under våren 1999 har testat att köra träpulver i en cylinder i en sexcylindrig Volvo Penta dieselmotor. Körningarna som gjorts hittills är inte särskilt omfattande och flera problem kvarstår [55]. För liknande anläggningar med stenkol som bränsle anges elverkningsgraden till % (LHV) för direkteldad gasturbin och till % för direkteldad diesel [31]. Tekniken är fortfarande på forskningsstadiet och förväntas ej bli kommersiellt tillgänglig före år Indirekt eldade gasturbiner Ytterligare en möjlighet att använda biobränslen eller andra fasta bränslen i kombination med gasturbiner är indirekt förbränning (extern eldning). Detta innebär att bränslet eldas i en mer eller mindre konventionell fastbränslepanna och värmen överförs till gasturbinens arbetsmedium via en värmeväxlare. I figur 4.4 visas principen för detta, i form av en öppen gasturbincykel med luft som arbetsmedium. Även slutna cykler, med andra arbetsmedier, kan användas i kombination med extern eldning. I figuren visas även möjligheten att utnyttja luften från turbinutloppet som förvärmd förbränningsluft (streckad linje). För att höja verkningsgraden kan den indirekt eldade gasturbinen ingå som en komponent i en kombicykel eller en HAT-cykel 3. Med extern eldning minskar risken att föroreningar från bränslet skadar turbinen, något som annars är ett problem med fasta bränslen. Vidare kan förbränningen ske vid atmosfärstryck vilket bland annat förenklar inmatning av bränslet. Luft G Bränsle Luft Figur 4.4. Indirekt eldad gasturbin. 3 Humid Air Turbine, se avsnitt

51 För närvarande begränsas teknikens prestanda av värmeväxlaren som överför värme från rökgaserna till arbetsmediet. Jämfört med turbininloppstemperaturen i moderna gasturbiner är den möjliga gastemperaturen ut ur värmeväxlaren relativt låg. Vidare utveckling krävs därför för att höja gastemperaturen och runt om i världen arbetar man med att utveckla såväl metalliska som keramiska material för hetgasvärmeväxlare. Till exempel medverkar Sydkraft, tillsammans med material- och värmeväxlartillverkare, i ett EU-projekt med inriktning mot utveckling av metalliska värmeväxlare som klarar 1100 C. I [32] presenteras verkningsgrader för kombicykler med externeldade gasturbiner. Tabell 4.2 återger en del av denna information och det framgår tydligt att gasturbinens inloppstemperatur har stor inverkan. Konfiguration Termisk verkningsgrad (%) Turbininloppstemperatur ( C) Metallisk VVX Keramisk VVX Tabell 4.2. Verkningsgrad för externeldade kombicykler med olika hetgasvärmeväxlare [32]. Tekniken kan eventuellt vara kommersiellt tillgänglig år 2010, främst för småskaliga applikationer. Detta förutsätter dock framgångsrik utveckling av hetgasvärmeväxlare Stirlingmotorer En annan teknik som utnyttjar indirekt förbränning och en sluten gascykel är stirlingmotorn. Stirlingmotorn är en kolvmotor med ett arbetsmedium, till exempel helium eller väte, som omväxlande värms och kyls. Genom att tillföra respektive bortföra värme vid konstanta temperaturer åstadkommer man en arbetsprocess som delvis efterliknar Carnotcykeln. Därmed finns också (teoretiska) förutsättningar för hög verkningsgrad. Därför har Stirlingmotorn studerats, utvecklats och testats för ett antal olika applikationer, från personbilar och u-båtar till små kraftvärmeanläggningar. Eftersom värmetillförseln sker från en extern källa kan, förutom högvärdiga flytande och gasformiga bränslen, även fasta bränslen och till och med koncentrerat solljus utnyttjas. Två utvecklingslinjer är små gaseldade kraftvärmeenheter samt småskalig elproduktion med hjälp av soldrivna stirlingmotorer. Dagens motorer arbetar typiskt vid 150 bar och med arbetstemperaturen C. För motorer i storleken kw e blir då den maximala verkningsgraden % 4 [33], [34]. Ytterligare ökning av arbetsmediets högsta temperatur skulle kunna höja verkningsgraden men i nuläget verkar temperaturen begränsas av tillgängliga konstruktionsmaterial. Stirlingmotorn används idag i olika applikationer, till exempel i ubåtar. Andra intressanta applikationer är hybridfordon och elgenerering med koncentrerande solfångare. Mot denna bakgrund bedöms stirlingmotorn vara kommersiellt tillgänglig, om ej klart 4 Avser motorns verkningsgrad med naturgas som bränsle. Netto elverkningsgrad med biobränsle är lägre på grund av ökat hjälpkraftbehov. 33

52 konkurrenskraftig, för energimarknaden år 2010, för bättre bränslen som naturgas. Om även biobränsleeldade applikationer kommer att finnas är mer osäkert. Utveckling pågår emellertid även på detta område i bland annat USA och Danmark Flytande bränslen Som nämndes i inledningen av detta kapitel kan biobränslen även förädlas till flytande form för att underlätta användning och för att förenkla lagring och transport. Exempel på flytande bränslen som kan produceras från trädbränsle är metanol, etanol och pyrolysolja. Tillverkningsprocesser och egenskaper för dessa beskrivs kortfattat nedan. Metanol Det första steget i framställning av metanol från biobränsle är ett förgasningsförfarande liknande det som beskrivits för IGCC ovan. I detta fall är förgasningen trycksatt och sker vid ca 1000 C. För att undvika en stor mängd kväve i den producerade gasen används rent syre som oxidationsmedel. Produkterna från förgasningen blir huvudsakligen CO, CO 2, H 2 och CH 4. Efter värmeåtervinning och gasrening kan bildad CH 4 sönderdelas katalytiskt eller termiskt innan förhållandet mellan CO och H 2 justeras i en shift-reaktor. Gasblandningen komprimeras därefter ytterligare och med hjälp av en katalysator syntetiseras metanol ur kolmonoxid och väte. Energiinnehållet i den producerade metanolen uppgår till ca 55 % av energin i tillfört bränsle. Genom värmeåtervinning till fjärrvärme kan ytterligare knappt 30 % nyttiggöras. Produktionskostnaden för metanol från träbränsle uppskattas till ca SEK/ MWh [35], [36]. Till följd av sitt höga oktantal är metanol ett lämpligt bränsle för ottomotorer. Vid ren metanoldrift kan ofta kompressionsförhållandet höjas något för att förbättra verkningsgraden. Genom tillsats av tändförbättrare kan metanol användas även i dieselmotorer. Då metanolen är starkt korrosiv krävs vanligen utbyte av material i bland annat bränsleledningar. Vidare är metanolens giftighet en nackdel vid hantering. Etanol Etanol framställs från biobränslen genom ett jäsningsförfarande. I träbränsle är det cellulosainnehållet, och en del av hemicellulosan, som kan sönderdelas, hydrolyseras, till socker och jäsas till etanol. Den tredje stora beståndsdelen, lignin, kan inte sönderdelas utan erhålles som en restprodukt vilken efter avvattning och torkning kan användas som bränsle. Utbytet vid etanolframställning är lågt, mindre än 30 % av energiinnehållet i tillfört bränsle återfinns i den producerade etanolen. En större del, drygt 40 %, återfinns i ligninbränslet som kan användas i någon form av fastbränsleanläggning. Produktionskostnaden för etanol framställd från träbränsle uppskattas till SEK/MWh [35], [37]. Precis som metanol har etanol högt oktantal och är därmed ett lämpligt bränsle för Ottomotorer. Likaså kan kompressionsförhållandet höjas för att förbättra verkningsgraden även vid etanoldrift. För användning i dieselmotorer är höjt kompressionsförhållande och inblandning av tändförbättrare nödvändigt. Etanolen är något mindre korrosiv än meta- 34

53 nol men kräver ändå utbyte av material i bland annat bränsleledningar. Flera exempel finns där bussar drivs med ren etanol och erfarenheterna är övervägande goda. Pyrolysolja Pyrolysolja tillverkas genom att finfördelat träbränsle snabbt upphettas till ca C. Då pyrolyseras bränslet, det vill säga bränslets flyktiga beståndsdelar avgår, huvudsakligen i form av tyngre kolväten. Dessa kyls sedan och övergår då i en flytande fas som benämns pyrolysolja. Typiskt kan ca 70 % av tillfört biobränsle fås ut i form av pyrolysolja. En del av de flyktiga beståndsdelarna avgår i gasform istället och kan, tillsammans med koksåterstoden, användas för att täcka processens värmebehov för torkning och pyrolys. Den producerade pyrolysoljan innehåller ganska mycket vatten (~20 %), bundet till ingående kolväten. Detta innebär att syreinnehållet blir högt och värmevärdet relativt lågt, i storleksordningen 20 MJ/kg. Oljan har vidare lågt ph-värde, ca 2,5, varför den är korrosiv och därigenom ställer krav på eldningsutrustningen. Lagringsbeständigheten är dålig men kan förbättras genom vätebehandling eller utspädning med alkohol eller vatten. Produktionskostnaden för pyrolysolja uppskattas till ca SEK/MWh [56]. Till detta kommer kostnader för att stabilisera oljan om den ska lagras längre tid. Pyrolysoljans egenskaper, främst det höga vatteninnehållet, gör att problem kan uppstå med antändning och flamstabilitet. Även alkaliinnehållet kan ställa till problem med korrosion av heta delar i pannor och gasturbiner. De kemiska egenskaperna ställer även krav på hanteringen för att undvika arbetsmiljöproblem. 4.3 Kol IGCC På samma sätt som biobränslen kan även andra fasta bränslen, till exempel stenkol, förgasas och den producerade gasen användas i en kombicykel. Drivkraften för denna utveckling har varit, och är, möjligheterna till högre verkningsgrad (lägre specifika CO 2 -utsläpp) och enklare emissionskontroll jämfört med befintlig kolpulverteknik. Anläggningarnas uppbyggnad liknar vad som beskrivits för biobränslen. För kol används nästan uteslutande trycksatt förgasning, ofta med ren syrgas som oxidationsmedel. Det finns olika varianter på utformningen av förgasaren med fluidiserande bädd och entrained bed 5 som de vanligaste. Bland tillverkarna återfinns bland andra Texaco, Shell och KRW. O 2 till förgasningen framställs genom separering av luftens syre och kväve. Processen sker vid låg temperatur och högt tryck och luften kan komma antingen från en separat kompressor eller från en avtappning från gasturbinens kompressor. Den senare varianten ger en mer integrerad anläggning med potential för något högre verkningsgrad. Figur 4.5 visar principiell uppbyggnad av en storskalig IGCC med entrained bed förgasare, integrerad luftseparering och kall gasrening. Vanligen finns ingen tork då stenkol används. För brunkol med högre fukthalt kan det dock vara lämpligt att integrera även en tork. 5 Förgasartyp där fint kolpulver blåses in och reagerar med syrgas Förgasningsförloppet är snabbt och sker vid hög temperatur. 35

54 Kol Ren, befuktad bränslegas G N 2 Luft Uppfuktare Förgasare Skrubber HP IP LP G HP IP Svavelrening Luftseparering N 2 Filter Cyklon Slagg Uppfuktare O 2 N 2 O 2 IP Figur 4.5. IGCC för kol. Förenklat processchema. För denna teknik har ett antal demonstrationsanläggningar byggts och några data för dessa presenteras i tabell 4.3. Anläggning Förgasningsteknik Elverk- Effekt Driftsättning Drifttimmar ningsgrad (MW e ) på kolgas på kolgas (%, LHV) PSI/DESTEC, DESTEC tvåstegs en Wabash River, trained flow. O 2 -blåst. (apr. 98) USA Kall gasrening. Tampa Electric, Texaco entrained flow Polk County, O 2 -blåst. Kall/het gas- (feb. 99) USA rening 6. Sierra Pacific, KRW fluidbädd. Luft Pinon Pine, blåst. Hetgasrening. (apr. 99) USA SEP/Demkolec, Shell entrained flow Buggenum, NL O 2 -blåst. Kall gasrening. (apr. 98) ELCOGAS, Prenflo entrained flow Puertollano, E O 2 -blåst. Kall gasrening. (apr. 98) Tabell 4.3. IGCC för kol, befintliga demonstrationsanläggningar. 6 Slip stream för test av hetgasrening planeras. 7 Designvärde, ännu ej uppnått. 36

55 Jämfört med dagens kommersiella kolpulverteknik har denna teknik ett antal potentiella fördelar: Högre verkningsgrad. Effektiv svavelrening, med restprodukter i form av svavelsyra eller rent svavel. Låga NO x -utsläpp. Kan designas även för askrika kol och petroleumkoks. Tekniken utvecklas på olika håll i världen och bedöms vara kommersiellt tillgänglig år PFBC PFBC (Pressurised Fluidised Bed Combustion) är som namnet anger en teknik för trycksatt förbränning i en fluidiserad bädd, bubblande (ABB, Mitsibishi Heavy Industries) eller cirkulerande (Lurgi Lentjes Babcock, Foster Wheeler). Tekniken är i första hand utvecklad för stenkol och senare även för brunkol. Utveckling för att klara också andra bränslen pågår [42]. Figur 4.6 visar en schematisk bild av en PFBC-anläggning (ABB) och de ingående komponenterna. Figur 4.6. PFBC enligt ABB s koncept. (Med tillstånd från ABB.) Bränslet, vanligen stenkol, krossas (~5 mm) och blandas med bäddmaterial varefter blandningen tillförs den trycksatta bädden. Denna är placerad, tillsammans med cykloner och annan utrustning för askhantering, i en trycksatt behållare. Förbränningsluften komprimeras av gasturbinens kompressor och tillförs botten av pannan. Förbränningen 37