DEBATT - ENERGI:
Stabil nettfrekvens leveres ikke bare av roterende maskiner lenger
Det er gledelig å se Kjell Traa engasjere seg videre i energidebatten, og han peker på noen interessante poenger det kan være greit å svare ut.
Angående reservekraft er det riktig at man må ha tilgjengelig reservekraft-produksjon og produksjonsmargin. Dette må man ha i alle kraftsystem for å til enhver tid kunne balansere produksjon og forbruk, og holde nettfrekvensen til 50 Hz. Det som derimot ikke er tilfellet er at all denne produksjonen må gå til enhver tid. Med raske batterier som kan balansere nettet kan man ha mer effektiv drift på dieselgeneratorene, som kan gi betydelig reduksjon i dieselforbruk.
Dette har blant annet blitt demonstrert på Isfjord Radio av Store Norske Energi hvor installasjon av batterier og et termisk energilager har gitt betydelige dieselbesparelser. I et slikt system kan dieselgeneratorene kjøres på optimalt turtall med høy virkningsgrad og stoppes når energilageret er fullt. Dernest kan generatorene stoppes mens batteriet drifter nettet helt til energilageret trenger påfyll.
Det samme er tilfellet i maritim industri, hvor batterier i hybride skip muliggjør mer optimal drift og betydelig redusert drivstoff. Wärtsilä legger til grunn 15-25 prosent drivstoff-reduksjon, som er i overenstemmelse med andre studier som er gjort, blant annet denne.
Batterier vil også hjelpe med variable laster for dampdrevne kraftverk, som kullkraftverk og atomkraftverk.
Vi er enige at man må ha tilgjengelig reservekapasitet, som har blitt tydelig de siste dagene i Longyearbyen. Men det er ettertrykkelig demonstrert, både i andre kraftsystem, og i maritim sektor at batterier kan levere denne reservekapasiteten, som vil gi redusert dieselforbruk.
Stabil nettfrekvens leveres ikke bare av roterende maskiner lenger, det leveres også av batterier, som er raskere og bedre enn termiske energiverk til å gjøre dette. Ett av mange eksempler er Hornsdale Power Reserve i Australia, som har levert nettjenester siden desember 2017. Denne artikkelen viser på en god måte forskjellen i respons mellom batteri og dampturbin. Ikke overraskende er batteriet raskest og mest presist i sin respons.
Svalbard Energi sier selv at batteriet som er i drift i Longyearbyen har gjort en god jobb med å holde stabil frekvens og forsyning.
Aneo demonstrerte i fjor hvordan vindkraft kan bidra med både opp- og ned-regulering i kraftsystemet.
Ideen om at batterier, solkraft og vindkraft ikke kan bidra i frekvensreguleringen av nettet er både feil og utdatert, og det motsatte bevises og demonstreres til gangs i full skala. Et slikt eksempel er Portugal som i 6 dager gikk kun på fornybar energi i oktober i fjor.
Det er enkelt og greit å peke på kjernekraft som en løsning, men Traa kommer med få, om noen, konkrete måter på hvordan dette er realiserbart på Svalbard nå. En reaktor på 30 MW, som er 2-3 ganger så stor som man trenger, høres ikke umiddelbart ut som et kostnadseffektivt alternativ. Uten å forskuttere noe vil jeg tro at gjennomføring og godkjenning og bygging av en atomreaktor i Longyearbyen kan også vise seg noe utfordrende med tanke på de strenge føringene i Svalbardmiljøloven.
Av potensielle kandidater for SMR, måtte selskapet NuScale i USA måtte nylig avslutte sitt prosjekt i Idaho fordi kostnadene ble for store. Westinghouse vil kanskje levere noe innen ti år, som da er på 300 MW, og Rolls Royce har tilsvarende ambisjoner, men lite konkret å vise til.
At disse selskapene først skal få bygget flere SMR-er og deretter reskalere dem til 1/40 av opprinnelig tenkt størrelse, få ned kostnadene, og også få dem godkjent og bygget for Svalbard er for meg ikke «det enkleste», som Traa sier i sitt opprinnelige innlegg.
Kanskje bør kjernekraft på dagsorden, men da må man også løfte utfordringene man står ovenfor med kjernekraft i Longyearbyen. For alle formål er kjernekraft et også et dampkraftverk, slik som det nedlagte kullkraftverket. Dampkraftverk er normalt ikke godt egnet for øy-drift på grunn av dårlige dynamiske egenskaper. Variabel last fører eksempelvis til større slitasje på turbiner og kortere intervaller på vedlikehold. Prosessanlegg med høyt damptrykk krever også mer vedlikehold og tilsyn og dermed vil andelen faste vedlikeholdskostnader øke.
Videre er et atomkraftverk lite skalerbart, med høye investeringskostnader. I et øy-driftssystem med høye faste driftskostnader vil kundene i strømnettet derfor få mindre påvirkning på egen strømregning. Hvis de reduserer sitt eget strømforbruk vil strømprisen måtte økes for å opprettholde inntekten til de høye faste driftskostnadene, og om strømforbruket skulle øke må man investere i potensielt dyr spisslast.
For dieselgeneratorer i hybrid drift med fornybar kraft og energilagring vil det være motsatt, fordi redusert energiforbruk vil redusere bruken av diesel. Dieselgeneratorer er «billige» i innkjøp, men har et kostbart brensel, og derfor vil redusert energiforbruk resultere i lavere kostnader for kunden. I denne sammenhengen bør man også huske at energiforbruket i bygg i Longyearbyen har et energiforbruk som er omtrent fire ganger så høyt som bygg på fastlandet etter at man har korrigert for klima. ENØK-potensialet er dermed svært høyt, og med mye som skjer på boligfronten er det risiko for feildimensjonering og økte kostnader.
Energidebatten i Longyearbyen er sammensatt. Hvis man vil komme med gode løsninger og verdifulle innspill må man gå konkret og saklig til verks med eget forslag, og argumentere for hvorfor det er bedre totalt. I denne debatten vil det og handle om å løfte utfordringene man står ovenfor med kjernekraft i Longyearbyen. Er det gjennomførbart innenfor regelverket? Vil man få tak i passende størrelse reaktor? Når er det klart? Hva vil det koste? Dette er bare noen spørsmål som må besvares.
Det er enkelt og billig å komme med gode ideer, og noe annet å få dem bygget.
