Ur The Economist Technology Quarterly, Beyond batteries, 25 juni 2022, översatt av InPress. ©2022 The Economist Newspaper Limited. Alla rättigheter förbehållna.
De flesta klimatåtgärder tar sikte på att eliminera koldioxid. Det italienska startup-företaget Energy Dome vill tvärtom använda gasen. Företagets ”koldioxidbatterier” komprimerar den under högt tryck när tillgången till el är god. När det uppstår en större efterfrågan kör man sedan den lagrade gasen genom en turbin för att batteriet ska generera el. Fördelen är att koldioxid kan anta en tät, närmast flytande form redan vid rumstemperatur. Liknande system som använder andra gaser behöver man däremot kyla ned. Företaget har byggt en pilotanläggning på Sardinien och är på väg att nå kommersiell skala. ”Jag drömmer om att våra kupoler ska bli en ikon för energiomställningen, på samma sätt som vindkraft och solpaneler”, säger företagets chef Claudio Spadacini.
Energy Dome är ett av flera företag som försöker vända upp och ned på begreppet långtidslagring av energi (long-duration energy storage, LDES). Tekniken tillhandahåller stora mängder el i timmar, dagar eller veckor om det är önskvärt. Den är därmed ett viktigt komplement till intermittenta förnybara energikällor. Detta gäller särskilt i system som strävar efter att göra sig oberoende av fossila bränslen eller kärnkraft. ”Med hjälp av LDES kan man öka andelen förnybar energi i nätet från 60–70 procent till 100 procent”, säger Godart van Gendt på konsultföretaget McKinsey, som arbetar med frågan.
Utnyttjar lågt elpris
Men det kräver mycket LDES. Man mäter lagringssystemen utifrån två sammankopplade, men skilda, parametrar. För det första mängden kraft de kan leverera (uttryckt i watt). För det andra mängden energi de kan lagra (uttryckt i wattimmar). Skillnaden illustreras av den enkla teknik som tillgodoser så gott som hela världens LDES-behov: pumplagrad vattenkraft. När det finns gott om billig el använder man tekniken till att pumpa upp vatten i en reservoar på hög höjd. När det råder elbrist och höga priser släpper man sedan tillbaka vattnet ned till den lägre nivån. På vägen ned passerar det en turbin som genererar el när den snurrar.
Turbinens storlek och vattnets fallhöjd avgör systemets effekt. Världens system för pumplagrad vattenkraft har en sammanlagd effekt på cirka 165 GW. Kapaciteten att lagra energi bestäms i första hand av hur mycket vatten som ryms i den övre reservoaren. För dagens pumpkraftsanläggningar rör det sig om totalt cirka 9 000 GWh eller 9 TWh.
Stora investeringar krävs
I en rapport till branschorganisationen LDES Council har Godart van Gendt och hans kolleger räknat på det mest kostnadseffektiva sättet att få ned världens nettoutsläpp till noll senast 2040. De konstaterar att systemet måste kunna leverera 1,5–2,5 TW och lagra 85–140 TWh. Som en jämförelse har USA i nuläget en kapacitet att generera totalt 1,1 TW. 140 TWh motsvarar cirka 5 procent av EU:s årliga elförbrukning. Svindlande siffror, kan tyckas, men enligt rapporten är de inom räckhåll om man gör tillräckligt stora investeringar.
Och visst. Om allt kunde ske med hjälp av pumplagrad vattenkraft, skulle tekniken se riktigt lovande ut med tanke på den exponentiella tillväxt som har präglat många andra tekniker för energiomställning. Den globala vindkraftens kapacitet har till exempel fyrdubblats under 2020-talet; och solenergins prestanda har i det närmaste artonfaldigats under samma period. I det perspektivet verkar det således inte orimligt att kapaciteten för pumplagrad vattenkraft skulle kunna växa i motsvarande omfattning på ett par decennier.
Pumplagrad vattenkraft vs annan förnybar energi
Men i praktiken är det inte lika enkelt. När avkastningen från massproduktion ökar blir det en vinst för vind- och solenergi, som från början dessutom var småskalig. Man bygger oftast anläggningar för pumplagrad vattenkraft en i taget, och många är redan på plats. Flera av de bästa lägena är redan i bruk, och de bästa ännu ej exploaterade platserna ligger ofta långt från de områden där man förbrukar elen. Ledtiderna för utbyggnad av pumpkraftssystem är långa, kapitalkostnaderna är höga och projekten möts ofta av protester från lokala miljögrupper. Branschens egen prognos är att kapaciteten ökar med 50 procent under de kommande tio åren. En tiofaldig ökning på två decennier förefaller däremot osannolik.
Lagrad energi behövs för att hålla näten stabila och för att säkerställa att energin finns nära konsumenten.
Dessutom – lagringskapacitet används inte bara till att portionera ut förnybar energi över tid. Man behöver också lagrad energi för att hålla näten stabila och säkerställa att energin finns nära konsumenterna. Dessutom behöver man lagrad energi för att inte överbelasta näten. Och för att minimera beroendet av långdistansöverföring. Pumplagrad vattenkraft kan göra det förstnämnda, men inget av det andra.
Ökar från en låg nivå
Alternativa lagringstekniker som kan fylla samtliga funktioner, kan mycket väl växa snabbare. Kanske i samma takt som solenergi eller vindkraft till havs. Problemet med dem är dock att de utgår från en ytterst blygsam nivå. Rapporten Global Energy Storage Outlook, som analysföretaget Bloombergnef (BNEF) publicerade ifjol, spår att andra tekniker för energilagring kommer att öka tjugofaldigt under de närmaste tio åren. Både sett till effekt och kapacitet. Men det handlar fortfarande inte om mer än 1 TWh 2030.
Rustat för råvarurally
En trio av råvaror kan bli stekheta 2024.
Litiumjonbatterier har stått för de i särklass största framstegen på senare tid när det gäller lagring av el på ”nätnivå”. Priset på dessa har dessutom störtdykt tack vare en kombination av innovation och stordriftsfördelar. Efter att kostnaden för batteripaket sjönk med 90 procent mellan 2010 och 2021, konstaterar banken Citi, kommer nu en större del av den kapacitet man tillför näten i USA från batterier än från naturgaseldade kombikraftverk. Enorma batteribanker kan redan leverera upp till fyra timmars el till Kaliforniens nätoperatör vid behov. När delstatens elbolag bad företag att ta fram tekniker för att skapa en buffert på åtta timmar, använde samtliga vinnande förslag litium.
Litiumtillgången är en begränsning
Men även om sådana system lär få avsevärt ökat genomslag – BNEF:s prognos är att de står för merparten av de terawattimmar man räknar med att världen förbrukar 2030 – finns det uppenbara nackdelar med att åka snålskjuts på boomen för elfordon. Först och främst är tillgången till litium begränsad i flera avseenden. Och även om man öppnar nya gruvor finns en befogad oro för att den växande elbilsbranschen ska kapa åt sig merparten av deras produktion. Dessutom är de tekniska förbättringar som behöver ske när det gäller batterier i elbilar inte samma som de som storskalig energilagring på nätnivå kräver.
Bilbatterier måste vara så små och lätta som möjligt, och de ska kunna fungera i en rad olika miljöer. När det gäller storskalig lagring saknar vikt och volym betydelse.
Tekniska framsteg som får elbilstillverkare att jubla skapar inget mervärde för lagringsfolket. Exempel på detta är batterier där man använder litium som solid metall snarare än joner i en elektrolyt. Möjligheten att hålla energin uppdämd under lång tid, som lagringsfolket värdesätter desto högre, väcker bara ett förstrött intresse hos biltillverkarna.
Förnybar energi kräver ny teknik
I en undersökning om framväxande litiumbaserad teknik konstaterade analysföretaget IHS Markit nyligen att ”inget av systemen kan lagra el i sådana volymer som obalansen mellan utbud och efterfrågan måste parera. Obalanser uppstår sannolikt i framtiden när förnybar energi vinner mark”. Det kräver att man tar till helt nya metoder för långtidslagring när man ska överbrygga glappet, konstaterar rapporten.
FN:s António Guterres har uppmanat till en ”global koalition för batterilagring för att påskynda innovation och utveckling”.
Det är den möjligheten som Energy Dome och andra innovatörer tar sikte på. Man kan dela in deras metoder i fyra grupper: mekaniska, elektrokemiska, värmebaserade och kemiska.
Pumplagrad vattenkraft dominerar mekanisk lagring, och så kommer det sannolikt att förbli. Men det finns även andra möjligheter. Att lagra gas under tryck, som i Energy Domes system, är en. En annan variant använder stora solida block på samma sätt som pumplagrad kraft använder vatten: lyfter dem högt upp i luften med kran när energin är billig och släpper ned dem med en talja – som fungerar som generator – när behov av el uppstår. Idén har mött kritik, men det schweizisk-amerikanska startup-företaget Energy Vault har attraherat stora mängder riskkapital.
Nya material – nya möjligheter
Man kallar spänningsskillnader mellan olika sorters metaller och kemikalier för elektrokemisk lagring. Elektrokemiska batterier har använts i århundraden, men många forskare tror att ny utformning och nya material kan skapa nya möjligheter. Forskare vid amerikanska Lawrence Berkeley National Laboratory, som var tidigt ute med den kemi som ligger till grund för litiumbatterier, använder artificiell intelligens för att granska hundratusentals möjliga batterimaterial i jakt på nya idéer. I det som måste vara det nördigaste uttalandet hittills av en generalsekreterare vid FN, manade António Guterres i våras till en ”global koalition för batterilagring för att påskynda innovation och utveckling”.
Batterier måste inte vara paket som innehåller alla kemikalier som de använder. Flödesbatterier lagrar exempelvis sina kemikalier i externa tankar och pumpar dem genom batteriet när det laddar och laddar ur. Med större tankar kan man lagra mer energi. Metoden är alltför skrymmande för en laptop eller en bil. Men storleken spelar ingen roll om flödesbatterierna är kopplade på elnätet.
”Reversible rost”
Oregonföretaget ESS tillverkar ett flödesbatteri som använder högst tillgängliga material – järn och salt. Vid laddning omvandlas salterna till järn på elektroden. Vid urladdning upplöses järnet och den lagrade kemiska energin omvandlas till elektrisk laddning.
Form Energy, vars ena grundare var chef för avdelningen för energilagring hos elbilstillverkaren Tesla, använder också järn i en process kallad ”reversibel rost”. Apparaturen, som är ungefär lika stor som en tvättmaskin, tar under urladdningen in syre från luften för att omvandla järn till rost. Vid laddning använder man ström för att omvandla rosten tillbaka till järn och avge syre. Företaget hävdar att man på detta sätt kan lagra el i upp till 100 timmar. Ett påstående som kommer att prövas i ett pilotprojekt nästa år.
Värmelagring har också blivit hetare. Antora värmer upp kolblock till så mycket som 2 000 grader. Den lagrade energin kan man använda för att hetta upp ånga eller luft i ett rör. Enligt företaget kan man också rikta glöden från de varma blocken mot solceller av den typ som finns i solpaneler för att generera energi. Rondo Energy använder batteriblock tillverkade av nya material som de hettar upp till över 1200 grader. Den lagrade energin levererar man senare som direktvärme, om industriella kunder behöver det, eller så använder man den för att bilda ånga som kan driva en turbin.
Företaget Malta i Massachusetts har utvecklat ett banbrytande elektrotermiskt system som fungerar som en värmepump i laddningsläge genom att lagra el som värme i flytande salt. I urladdningsläge fungerar den i stället som en förbränningsmotor och använder den lagrade värmen för att producera el.
El lagras i väte
Den kanske mest omvälvande tekniken, så kallad kemisk lagring, använder el för att tillverka en kemikalie. Den kan man sedan använda i en generator eller motor. Den enklaste varianten använder förnybar el för att driva en elektrolysanläggning som delar upp vatten i syre och väte, och som sedan lagrar vätet. ”Batterier är användbara, men hur hanterar man lagringen över årstiderna?” frågar sig Robert Schlögl vid det europeiska forskningsinstitutet Max Planck Institute for Chemical Energy Conversion. I takt med att man framställer mer förnybar energi på avlägsna platser, går det också att lagra alltmer el i väte för senare användning. Det kan fungera som ett första steg mot att tillverka mer komplexa bränslen som syntetisk diesel eller ammoniak.
Och kemikalier är verkligen mycket lagringsbara. Enligt den italienska gasleverantören Snam kan anläggningar för gaslagring härbärgera väte under långa perioder på ett säkert sätt. Företaget planerar att investera upp till 5 miljarder euro i energilagring. Nederländska Gasunie förvarar väte i saltgrottor nära Groningen, som hyser Europas största naturgasfält. Intermountain Power Agency, en koldriven anläggning i Utah, har också en saltgrotta. Planen är att fylla den med förnybart väte som senare går att förbränna i ombyggda kolkraftverk. Detta för att säkra utbudet när förnybara källor är frånkopplade.
USA:s energimyndighet, DOE, har nyligen aviserat en lånegaranti på 504 miljoner dollar för att stötta projektet. Jigar Shah, vars låneavdelning vid DOE förfogar över cirka 40 miljarder dollar som är öronmärkta för energiinnovatörer, kallar Intermountains anläggning ”den första enheten i sitt slag för produktion och förvaring av rent väte som har kapacitet för långtidslagring av energi över årstiderna”. Det blir inte den sista.
Denna text publicerades ursprungligen i det tryckta magasinet Världen Om, oktober 2022.
Läs fler artiklar från samma nummer här.
Så här jobbar Världen Om med kvalitetsjournalistik: Vi väljer ut artiklar. analyser, data och intervjuer från The Economist som täcker in geopolitik, vetenskap, livsstil, affärer och kultur. The Economist har funnits sedan 1843 för att "stärka kampen för intelligent upplysning i syfte att motverka okunskap som hindrar framsteg och utveckling."
