Hyme Energys teknologi kan indsættes i eksisterende kraftvarmeværker, så man kan genbruge værkernes infrastruktur og udnytte, at de allerede er på elnettet.
Illustration: Hyme Energy, Credits: Kirt x Thomsen

PUBLICERET: 28.03.2023

Der er brug for en stor og blandet buket af såkaldte systemydelser, når Energinet fremover i stigende grad skal sikre sig mod ubalancer i elsystemet.

En af de spændende blomster i buketten er en ny teknologi, der involverer 6-700 grader varmt salt og en række gamle kraftvarmeværker. En teknologi, som måske kan løse nogle store udfordringer i fremtidens grønne elsystem, der drives af svingende energikilder som vind og sol.

Konceptet udvikles af startup-virksomheden Hyme Energy. Det er planen, at det første store Hyme-anlæg kan producere og lagre energi – og levere systemydelser – i 2025 eller 2026.

”Vi udnytter, at vi med el kan varme salt op til meget høje temperaturer og dermed lagre energien. Når der er brug for det, kan vi få energien ud og bruge den i en dampturbine, altså en klassisk metode til at producere el i kraftvarmeværker,” forklarer Nis Benn, kommerciel direktør hos Hyme Energy.

Han ser et oplagt match mellem Hymes løsning og flere af de store udfordringer, der dukker op i et fremtidigt rent grønt energisystem: Forsyningssikkerhed og energilagring. Hymes teknologi kan indsættes i eksisterende kraftvarmeværker, så man kan genbruge værkernes infrastruktur og udnytte, at de allerede er på elnettet. Hvad angår lagring, er Hymes koncept et bud på, hvordan man udnytter grøn energi bedst muligt:

Nemlig ved at lagre den termisk, når der er billig sol og vind til rådighed – og gemme energien til senere, når der er mangel på strøm, og prisen derfor er højere. Og Hymes teknologi giver mulighed for lagring af energi i gigawatt-mængder fra dag til dag og i op til 7-10 dage.

I Hymes energilagringsmodel sker ’opladningen’ ved, at elektricitet fra vedvarende energi omdannes til varme via elektriske varmeapparater. Salt fra den kolde tank cirkuleres gennem varmelegemerne og varmes op fra 350 til 700 grader celsius, og saltet lagres derefter i den varme beholder i op til flere dage.
Når der er behov for at bruge den lagrede energi, sker ’afladningen’ ved at cirkulere det varme salt til en varmeveksler, hvor varmen overføres til vand og omdannes til op til 650 grader varm damp. Damp kan bruges direkte i en industriel proces eller bruges til at drive en turbine og levere elektricitet og varme. Det afkølede salt pumpes tilbage i den kolde tank indtil næste opladningscyklus.
Illustration: Hyme Energy. Credits: Kirt x Thomsen

Test på Bornholm
Den første prototype bygges i Esbjerg i 2023. Og i 2024 og de efterfølgende år bliver Hymes koncept afprøvet på Bornholm som en del af et EU-projekt, hvor en nedlagt kraftværksblok konverteres til et ’grønt batteri’, som skal levere el og varmt vand til Rønne.

Hymes forretningsmodel består blandt andet i at sælge sine anlæg til forsyningsselskaberne, som leverer varme og el til forbrugerne – men som også allerede i dag har indtægter via salg af systemydelser til Energinet.

Og derfor har Hyme brug for hjælp fra Energinet til udvikling af sine anlæg, forklarer Nis Benn:

”Vores kunder spørger til muligheden for at levere systemydelser med vores anlæg. De stiller mange tekniske spørgsmål og vil vide, om anlægget lever op til Energinets krav. Så vi har behov for at forstå, hvordan vi skal kunne designe vores anlæg, for at de kan levere ind på det marked for systemydelser, der er omkring år 2025-2028.”

Nis Benn, kommerciel direktør hos Hyme Energy: "Vores teknologi egner sig til storskala-lagring af energi. Men vi har brug for at forstå, hvordan vi skal kunne designe vores anlæg, så de kan levere ind til systemydelser."

Usikkert marked
Han understreger, at Hyme har oplevet stor åbenhed og en serviceorienteret tilgang fra Energinet i processen med at forstå og tilpasse sig til markedet for systemydelser. Men der er også udfordringer, når en kommende aktør som Hyme skal vejledes af Energinet:

For det første er markederne for systemydelser i forandring, blandt andet fra nationale til internationale markeder, og budstrukturen på systemydelser ændres. Det skaber usikkerhed omkring, hvad det præcis vil betyde for de enkelte aktører, hvilket gør det svært for Energinet at vejlede dem.

”Desuden kunne vi godt tænke os, at Energinet tænker mere over vores type energilagre, altså 12-24 timers lagre. Energilagres integration i markederne for systemydelser er stadig i den tidlige fase, så vi afventer, at man kommer videre og reelt prioriterer vedvarende energi i markedsrammerne for mFRR- og aFRR (energitunge systemydelser, red.),” siger Nis Benn.

En af de medarbejdere hos Energinet, som samarbejder med Hyme, er Line Kamp Bräuner, cheføkonom i afdelingen Balancemarked. Hun forklarer Energinets store interesse i Hymes model således:

”Hyme er nyskabende og perspektivrige. Deres anlæg vil kunne løse lagringsproblemet og dermed være en helt central balanceringsressource. Hyme er meget spændende for vores fremtid indenfor systemydelser og generel energilagring.”