To będzie rewolucja w energetyce. Przełomowy pomysł na magazyny energii

Jak magazynować energię, którą przez kilka godzin dziennie w za dużych ilościach produkują wiatraki lub fotowoltaika? Ten problem to kluczowa bariera w rozwoju energetyki odnawialnej. Bez magazynów energii nie da się wyłączyć elektrowni na węgiel w Polsce, bo coś prąd dawać musi, kiedy nie wieje, a słońce za chmurami. Tak się złożyło, że firma z Polski pracuje w Wielkiej Brytanii przy budowie instalacji nowej generacji, która ma wielkie szanse stać się rewolucją w energetyce. Bliźniacza inwestycja powstaje zaś w Chile. Jest dużo tańsza i szybciej się ją buduje niż dotychczasowe rozwiązania, które realizuje polska energetyka.

• Firma z Polski pracuje nad budową instalacji do magazynowania energii w Wielkiej Brytanii
• Technologia magazynowania energii w małej elektrowni szczytowo-pompowej nowej generacji wykorzystuje płyn o wysokiej gęstości i jest szybsza w budowie
• Polska ma tylko sześć elektrowni szczytowo-pompowych, które dysponują zaledwie 2 proc. mocy zainstalowanych w polskiej energetyce i dają 1,1 proc. prądu. Wielkim kosztem budowane są nowe
• Więcej informacji o biznesie znajdziesz na stronie Businessinsider.com.pl

Z dużych magazynów energii Polska ma obecnie tylko sześć elektrowni szczytowo-pompowych w większości wybudowanych jeszcze „za Gierka”, a potem modernizowanych i rozbudowywanych. Przechowywanie przez nie energii polega na wykorzystaniu prądu do podniesienia wody na dużą wysokość, a potem odzyskuje się prąd, spuszczając tę wodę i napędzając w ten sposób turbiny produkujące energię. Ich łączna moc zainstalowana na koniec lipca br. wynosiła 1,4 GW, co stanowi zaledwie 2 proc. mocy zainstalowanych w polskiej energetyce.

W skali roku dają do systemu średnio zaledwie 1,1 proc. energii elektrycznej, a przez susze — w ostatnich miesiącach zaledwie 0,4 proc. Problem w tym, że po pierwsze, gdy jest za gorąco, to takie magazyny energii mogą nie działać z braku wody, a po drugie, budowa podobnej instalacji może trwać nawet 10 lat. Znalezienie odpowiedniej lokalizacji też nie jest łatwe, a i koszt jest niemały, bo za 1 GW mocy elektrowni w Młotach PGE i NFOŚiGW zapłacą 4-5 mld zł, czyli 4-5 mln zł za megawat mocy.

W rezultacie nie ma w Polsce gdzie przechować tego, co nadprodukuje fotowoltaika w godzinach okołopołudniowych od maja do września, a wiatraki w wietrznych miesiącach od października do marca. Trzeba zużywać tę energię od razu. Za to elektrownie muszą czasem sporo dopłacać, bo momentami robi się nadpodaż — za dużo jest energii, za mało jej odbiorców. O ile w ub.r. energia z OZE stanowiła 25 proc., to w tym roku już 30 proc. polskiej energetyki.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne podejmowały z tego powodu często decyzje o blokadzie pracy farm słonecznych i wiatrowych, jak chociażby w ostatnią niedzielę 15 września, kiedy przez zakaz nie mogło pracować aż 6,2 proc. mocy słonecznych. Przy rozbudowie OZE będą to decyzje coraz częstsze, a w weekendy ujemne ceny prądu będą już stale prześladować producentów energii.

W niedzielę 15 września producenci przez ponad trzy godziny dopłacali ponad 400 zł za zużycie megawatogodziny, bo mimo blokady, energii było w systemie i tak za dużo. W reakcji na potrzebę rodzą się natomiast nowe rozwiązania, a rozwiązania już znane robią się coraz tańsze. Zacznijmy od najnowszej światowej nowinki.

„Wariacja” na temat elektrowni szczytowo-pompowych

Elektrownie szczytowo pompowe wymagają dwóch zbiorników wodnych o znaczącej różnicy wysokości. Optymalne warunki występują w regionach górzystych. Dostęp do wody jest dodatkowym warunkiem, dlatego regiony z wystarczającymi opadami lub zasobnymi źródłami wody są najlepsze do ich budowy.

W Polsce, oprócz terenów górzystych, zastanawiano się nad wykorzystaniem wyrobisk kopalnianych. W Szkocji w ubiegłym roku wydano nawet pozwolenie na budowę podobnej instalacji kopalnianej o mocy 600 MW i koszcie budowy 500 mln funtów. Ale, tak czy inaczej, to przedsięwzięcie kosztowne i długo się je buduje.

Powstała jednak nowa technologia (i są już pierwsze wdrożenia), która nie tylko nie wymaga naturalnych zbiorników, ale jest o niebo szybsza w budowie niż tradycyjna wersja elektrowni szczytowo-pompowej. Polega ona na zastosowaniu zbiorników magazynowych, w których znajduje się nie woda, lecz płyn o wysokiej, dwa i pół raza większej gęstości niż woda. To coś jak fluid o konsystencji kremu.

Podobna instalacja może zapewnić dwa i pół raza większą moc w porównaniu z konwencjonalnym systemem hydroenergetycznym o niskiej gęstości. Tak deklaruje brytyjski producent RheEnergise, którego pomysły dofinansowuje m.in. brytyjski państwowy fundusz innowacyjny. Zastosowanie takiego płynu umożliwia efektywne działanie elektrowni nawet na niskich wzgórzach — wysokie góry nie są już konieczne.

— Rynek energii w Wielkiej Brytanii mocno się rozwija w nowej technologii. Mają tam już ponad 150 elektrowni szczytowo-pompowych. U nas są programy tylko w zakresie miliardowych inwestycji. A tak się składa, że te nowe elektrownie szczytowo-pompowe nie wymagają inwestycji aż tak dużych. Wręcz trend europejski jest taki, żeby budować je mniejsze i budować bardziej lokalnie, pod społeczności lokalne i mniejsze miasta — mówi Business Insiderowi Tomasz Wojtczak, dyrektor zarządzający firmą AmiBlu w Polsce, która realizuje systemy rur do takich przedsięwzięć na całym świecie.

— Jesteśmy producentem rur i zbiorników, i wszystkiego do transportu wody. Ale nie tylko. Jesteśmy teraz bardzo aktywni na rynku energetycznym. Zabezpieczamy produkty do całych systemów chłodzenia, elektrowni konwencjonalnych, gazowych czy też do elektrowni wodnych. W dzisiejszych czasach woda jest ważnym surowcem. Jeżeli chcemy budować tradycyjne elektrownie, to mamy ogromny problem z wodą. Musimy ją przepompowywać z jednego miejsca na drugie, obniżając poziom wody, który jest i tak niski. Wystarczy zobaczyć te aktualnie istniejące elektrownie, jaki one mają problemy. Poza tym to jest ogromny też problem dla środowiska — kontynuuje szef AmiBlu w Polsce.

— Całe środowisko cierpi na tym podnoszonym i obniżanym poziomie wody. Nasz partner w Wielkiej Brytanii ma całkiem „miękki” pomysł, jak można to zmagazynować w obiegu zamkniętym. Jeżeli dzisiaj w Polsce chce się budować elektrownię z poborem wody, to jest ustawa, dostęp do wody i wszystkie ograniczenia — mówi Tomasz Wojtczak.

— Ale jeżeli mówimy o tym projekcie, to sytuacja jest inna. Bo tu jest obieg zamknięty. My używamy wody tylko raz do napełnienia naszego zbiornika i następnie ona kręci się w obiegu zamkniętym. W rezultacie każdy może w Polsce coś takiego wybudować. Nie potrzebujemy też dużych zmian wysokości. Zaletą tego projektu jest to, że wystarczy 80 metrów zmiany poziomu wysokości. Zbiorniki zamknięte… i to wszystko — podsumowuje.

Podkreśla przy tym, że urządzenie jest modułowe. Można dokładać kolejne moduły, jeśli chce się zwiększyć możliwości takiego magazynu energii. Dodatkowo woda wprowadzana do takiego urządzenia może być zanieczyszczona, nie musi spełniać wysokich wymagań. Nie może być tylko „korozyjna”.

W trakcie obiegu nie musi być też doczyszczana. Co więcej, po budowie rury mogą być zasypane i elektrownia nie zajmuje dużo miejsca.

— Rozmawiamy z Wodami Polskimi. Oni bezwzględnie się zainteresowali tym projektem i technologią — mówi dyrektor zarządzający AmiBlu. Firma pracuje zresztą przy budowie tradycyjnych elektrowni szczytowo-pompowych na całym świecie. To obecnie wielki rynek. Taka elektrownia nie dość, że magazynuje energię z OZE, to pozwala poważnie zmniejszyć koszty sieciowe, bo odbiera energię bliżej producenta (fotowoltaiki, wiatraków) i może ją później oddać lokalnie. Na przykład w nasłonecznionych dobrze Bieszczadach, gdzie trzeba doprowadzić wielkim kosztem linie energetyczne, takie magazyny pozwoliłyby na rozbudowę fotowoltaiki.

Są już wdrożenia małych elektrowni szczytowo-pompowych nowej generacji

Colbún, trzecia co do wielkości firma zajmująca się wytwarzaniem energii w Chile, a głównie z elektrowni wodnych, podpisała w listopadzie ub.r. umowę z RheEnergise, brytyjską firmą zajmującą się wspomnianą technologią pod nazwą handlową High-Density Hydro (HD Hydro) w celu zbadania możliwości jej wdrożenia.

Oba przedsiębiorstwa ocenią wykonalność budowy 10-megawatowego, 10-godzinnego systemu w Chile. Technologia jest o tyle atrakcyjna akurat w tym kraju, że właściwie nie jest narażona na ryzyko niedoboru wody, a tam dostęp do wody jest problemem. Zamierzają uruchomić projekt komercyjnie do 2030 r.

Na wdrożenie demonstracyjnego rozwiązania Brytyjczycy podpisali natomiast w kwietniu br. umowę z globalnym koncernem górniczym Sibelco. Instalacja będzie pracować w kopalniach w Cornwood, niedaleko Plymouth w Wielkiej Brytanii. Demonstracyjna instalacja HD Hydro będzie miała szczytową moc produkcyjną 500 kW i będzie wspierać operacje górnicze Sibelco w okresach dużego zapotrzebowania na energię oraz „wspierać działania firmy w zakresie dekarbonizacji jej działalności”. Produkcją turbiny do urządzenia zajęła się turecka Hydropower Engineering.

Ta elektrownia ma przy tym zacząć działać już we wrześniu br., czyli „na dniach” i to zaledwie pół roku po podpisaniu umowy. Porównajmy to teraz z nawet dziesięcioletnim czasem budowy tradycyjnej elektrowni szczytowo-pompowej. Pierwszy podłączony do sieci projekt o mocy 5 MW RheEnergise planuje uruchomić jednak dopiero w 2026 r.

System magazynowania według innowacyjnego pomysłu ma być niedrogi, energooszczędny i szybki w opracowaniu oraz w budowie. Na każdy metr sześcienny płynu HD potrzeba około pół metra sześciennego wody. Wymagania dotyczące objętości płynu w systemie HD Hydro stanowią 40 proc. całkowitych wymagań wodnych dla elektrowni szczytowo-pompowej, a to z kolei oznacza 20 proc. zapotrzebowania na wodę konwencjonalnego systemu elektrowni szczytowo-pompowej opartego na wodzie. I to przy zachowaniu efektywności energetycznej. Co więcej, jak wspomniał szef AmiBlu, po jednorazowym napełnieniu urządzenie nie wymaga już dalszego dodawania wody.

Brytyjczycy mają pomóc chilijskiej firmie w realizacji planu dodania 4 GW odnawialnych aktywów do 2030 r. Dla porównania w Polsce mamy obecnie 31 GW wszystkich rodzajów OZE.

Alternatywa dla elektrowni szczytowo-pompowych

Oprócz elektrowni szczytowo-pompowych i tych tradycyjnych, i takich na fluid, zamiast wody są jeszcze możliwości przechowywania prądu w magazynach akumulatorowych. Produkuje je głównie Tesla, spółka Elona Muska, najbogatszego człowieka na Ziemi.

Oferuje w sprzedaży m.in. moduły Megapack o pojemności 3,9 MWh i mocy 1,9 MW. Cena po ostatnich spadkach (-44 proc. w ciągu roku) to już tylko około 4 mln zł za taki moduł bez kosztów instalacji.

Koszt produkcji takich urządzeń w Chinach szacuje się już na zaledwie 50 dol. za kWh. Większa skala to niższy koszt, a skala wzrosła ostatnio bardzo po uruchomieniu kolejnych fabryk. Cena w przeliczeniu na jednostkę mocy — ponad 2 mln zł za MW — to połowa tego, co PGE z NFOŚiGW zapłaci za elektrownię w Młotach. No i te magazyny dostępne są „od zaraz”, podczas gdy na Młoty trzeba będzie długo czekać. Osobna kwestia to oczywiście jeszcze trwałość takiego rozwiązania i jego efektywność. Megapackom producent daje 20 lat gwarancji i deklaruje, że wymagać będą przez ten czas minimalnej konserwacji.

Tesla w drugim kwartale br. zwiększyła produkcję magazynów energii o 158 proc. rok do roku do 9,4 GWh, a przecież dopiero na pierwszy kwartał 2025 r. przewidziano rozpoczęcie produkcji przez mega fabrykę w Szanghaju. Do tego chiński gigant bateryjny CATL sprzedaje już swoje rozwiązania, co wywołało zresztą obniżki cen. Konkurencja zawsze bardzo dobrze wpływa na ceny.

Do końca września 2026 r. PGE planuje uruchomić największy w Polsce i jeden z największych w Europie bateryjny magazyn energii. Gigant o pojemności 900 MWh i mocy 263 MW będzie zlokalizowany w Żarnowcu, tuż obok elektrowni szczytowo-pompowej należącej do PGE (3,6 GWh). Będzie to wtedy drugi co do wielkości magazyn energii w Europie. Wnioski w przetargu można składać do końca września br.

Jeszcze jednym rozwiązaniem może być zielony wodór. Orlen inwestować ma miliardy, żeby z prądu wytwarzanego przez wiatraki na morzu produkować paliwo wodorowe, które może, ale nie musi być paliwem samochodowym. Jest to też forma przechowywania energii. Tyle że na razie na takiej produkcji w procesie hydrolizy traci się połowę wprowadzanej energii. Efektywność prawdopodobnie uda się jednak w przyszłości wyraźnie poprawić, a badania i wdrożenia np. nad elektrolizerami stało-tlenkowymi SOEC (ang. Solide Oxide Electrolysis Cell) o wydajności 85-90 proc. trwają, o czym już dwa lata temu informował nas szef biura technologii Anwilu z grupy Orlen.

W kwietniu br. serwisy zajmujące się zieloną energią informowały, że koreańscy naukowcy z Korea Institute of Energy Research zbudowali ogniwo elektrolizy tlenków stałych o mocy 8 kW, które może produkować ponad 5 kg wodoru dziennie. Technologię rozwija też japoński Mitsubishi, który deklaruje wprowadzenie na rynek do końca dekady dużych modułowych SOEC o ogólnej sprawności 90 proc., przeznaczonych do elektrowni o mocy kilkuset megawatów.

Autor: Jacek Frączyk, redaktor Business Insider Polska

Dziękujemy, że przeczytałaś/eś nasz artykuł do końca. Bądź na bieżąco! Obserwuj nas w Wiadomościach Google.

Źródło