Duże magazyny energii (power-to-gas)

Jak wcześniej pokazano, w Polsce rozwój ESP jest ograniczony, a magazyny bazujące na bateriach są przeznaczone raczej dla prosumentów. Niemniej jednak jednym z największych wyzwań dla polskiego systemu rozwoju odnawialnych źródeł energii jest w dużej mierze ich niestabilność produkcji.

Aby uporać się z nadmiarem energii, warto również przeanalizować technologię power-to-gas. Rozwiązanie to opiera się na magazynowaniu nadwyżki wyprodukowanej energii elektrycznej w postaci wodoru lub syntetycznego metanu. Wodór uzyskuje się za pomocą elektrolizy. Energię w postaci wodoru lub syntetycznego metanu (SNG – synthetic natural gas) można magazynować w specjalnie do tego przeznaczonych zbiornikach lub nadwyżki tego gazu można wpompowywać do istniejących sieci gazu ziemnego. Do analizy technologii zgazowania energii elektrycznej wykorzystano opracowanie niemieckiego instytutu DEBRIV Bundesverband Braunkohle, reprezentującego sektor węgla brunatnego (DEBRIV, 2012).

161

Rys. 89. Długookresowe magazynowanie energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii poprzez elektrolizę, metan syntetyczny i ponowne wytworzenie energii elektrycznej (DEBRIV, 2012)

Na Rys. 89 zilustrowane zostały poszczególne etapy procesu zmagazynowania energii elektrycznej powiązane ze sprawnościami danej części procesu. W pierwszym etapie założono, że energia elektryczna powstaje w źródłach OZE ze sprawnością 95-100%. W kolejnym następuje proces elektrolizy ze sprawnością 64-80%. W trzecim procesie występuje konwersja wodoru przy wykorzystaniu CO2 na metan. Spodziewana sprawność tej części procesu wynosi 80-85%. Metan magazynowany jest w sieci gazu ziemnego. Poprzez konieczność jego sprężenia oraz strat sieciowych spodziewana sprawność tego etapu oscyluje w zakresie 85-95%. Ostatnim członem zmagazynowania jest wytworzenie z metanu energii elektrycznej przy zastosowaniu bloku parowego o sprawności 55%. Tańszą inwestycyjnie alternatywą dla bloku gazowo-parowego może być turbina gazowa bez części parowej o sprawności 35%.

Tabela 56. Sprawność procesu power-to-gas (opracowanie własne na podstawie DEBRIV 2012, 2016)

Sprawność

Produkcja ee z OZE 95-100%

Elektroliza 64-80%

Produkcja metanu 80-85%

Magazynowanie w sieci gazowej 85-95%

Turbina gazowo-parowa 55%

Lub turbina gazowa 35%

Sprawność całkowita min 14% Sprawność całkowita maks. 36%

162

Sprawność całkowita systemu power-to-gas kształtuje się w zakresie od 14% do 36%. W modelu założono, że energia elektryczna wytwarzana jest w farmach wiatrowych ze sprawnością 95-100%. Proces zmagazynowania i późniejszego skonsumowania energii elektrycznej oznacza, że około 3/4 energii jest tracone.

Tabela 57. Koszty kapitałowe oraz operacyjne zmagazynowania energii elektrycznej w technologii power-to-gas (DEBRIV, 2012)

Ilość zmagazynowanej energii [GWh] 88 000

CAPEX [mlnEUR] 88 000

Koszt kapitału [%] 7%

Amortyzacja 20 lat [%] 5%

OPEX [%] 7%

Suma kapitałowe + OPEX [%] 19%

Suma koszt systemu kapitałowe + OPEX [mlnEUR] 16 720

Sprawność systemu [%] 36% 14%

Ilość pozyskanej energii z magazynów [GWh] 0 0 Suma koszt systemu kapitałowe + OPEX [ct/kWh] 0,53 1,36 Suma koszt systemu kapitałowe + OPEX [PLN/MWh] 2 217 5 700

Koszt inwestycyjny technologii power-to-gas został oszacowany przez DEBRIV na poziomie 1 000-3 000 EUR/kW. W opracowaniu założono koszt kapitału wynoszący 7%, koszt operacyjny jako x% kosztów inwestycyjnych. Amortyzacja liniowa została założona na 20 lat, co daje 5% w skali roku. Dla symulacji niemieckiego sytemu OZE założono nadwyżkę energii OZE w całym systemie wynoszącą 88 TWh. Za pomocą magazynów gazu syntetycznego założono odzyskanie 12,3-31,7 TWh energii pochodzącej z magazynów. Powyższe założenia wygenerowały systemowy koszt zmagazynowania energii elektrycznej w zakresie 53-135 eurocentów/kWh. DEBRIV oszacował zatem koszt zmagazynowania energii w przeliczeniu 2 217-5 700 PLN/MWh.

Do pozycji kosztów kapitałowych oraz operacyjnych należy dodać koszty związane z pozyskaniem nadmiernej energii z instalacji OZE.

Nadwyżkę przeznaczonej do zmagazynowania energii elektrycznej zdefiniowano w dwóch scenariuszach. W pierwszym założono, że energia OZE pochodzić będzie w 50% z farm wiatrowych onshore oraz w 50% z farm wiatrowych offshore. W drugim scenariuszu przewidziano, że 33% generowane jest w wietrze w technologii onshore, 33% offshore oraz że pozostałe 33% pochodzić będzie z technologii PV. Koszt energii pochodzenia farm wiatrowych onshore wyceniono na 9 ct/kWh, energii wiatrowej

163

offshore na 15 ct/kWh oraz energii pozyskiwanej w PV na 18 ct/kWh. Cena hurtowa odsprzedanej energii z magazynu energii wyceniona została na 7 ct/kWh. Przykładowo, cena systemowa pozyskanej i ponownie wprowadzonej energii do sieci kalkulowana jest w następujący sposób:

Csys = (CWon*UWon + CWof*UWof)*Sp − Crh (3.2)

gdzie:

Csys – cena systemowa pozyskanej i ponownie wprowadzonej energii OZE do sieci,

CWon – cena energii wiatr onshore, UWon – udział energii wiatr onshore, CWof – cena energii wiatr offshore, UWof – udział energii wiatr offshore, Sp – sprawność systemu,

Crh – cena energii odsprzedana na rynku hurtowym.

Przykładowo, dla miksu 50/50 udziału on-/offshore, przy sprawności systemu 36% daje to następującą wartość:

164

Tabela 58. Koszty całego systemu zmagazynowania energii elektrycznej w technologii power-to-gas (DEBRIV, 2012)

Miks OZE Sprawność Koszt OZE OPEX + kapitałowe Koszty systemowe

50% wiatr onshore 50% wiatr offshore 36% ^{8,4 mld EUR/rok} 26 ct/kWh 16,7 mld EUR/rok 53 ct/kWh 25,1 mld EUR/rok 79 ct/kWh 14% ^{9,7 mld EUR/rok} 79 ct/kWh 16,7 mld EUR/rok 135 ct/kWh 24,4 mld EUR/rok 214 ct/kWh 33% wiatr onshore 33% wiatr offshore 33% PV 36% ^{10,1 mld EUR/rok} 32 ct/kWh 16,7 mld EUR/rok 53 ct/kWh 26,8 mld EUR/rok 85 ct/kWh 14% ^{11,4 mld EUR/rok} 93 ct/kWh 16,7 mld EUR/rok 135 ct/kWh 28,1 mld EUR/rok 228 ct/kWh

Koszty całego systemu (kapitałowe, operacyjne, zmienne)

Sprawność [%] 36 14

Suma /kWh z kosztami energii [ct/kWh] 79 228

Suma / PLN MWh z kosztami energii [PLN/MWh] 3 318 9 576

Po dodaniu do kosztów kapitałowych oraz operacyjnych kosztów pozyskania energii do zmagazynowania pochodzącej ze źródła OZE koszt systemowy zmagazynowanej energii wzrasta do 3 318 PLN/MWh lub 9 576 PLN/MWh, w zależności od sprawności całej instalacji. Kwoty te są przynajmniej dwudziestokrotnie wyższe niż obecna cena rynku hurtowego.

Biorąc pod uwagę powyższe wyliczenia, do celów niniejszej pracy nie przeprowadzono szczegółowej analizy dla rynku polskiego. Na podstawie opracowania DEBRIV można stwierdzić, że magazynowanie energii elektrycznej w postaci wodoru, w kolejnym etapie metanu oraz ponowne przywrócenie energii gazowej w formę energii elektrycznej jest przy obecnym stanie technologicznym zarówno w Europie Zachodniej, jak również w Polsce nieuzasadnione ekonomicznie.

W niniejszej rozprawie w celu polepszenia konkurencyjności technologii power-to-gas przeanalizowano jedynie potencjalne dwie modyfikacje tego dość skomplikowanego oraz kosztownego procesu magazynowania energii.

165

Możliwe podniesienie rentowności technologii power-to-gas:

• Opcja 1: Partycypacja sektora OZE w okresach nadpodaży produkcji energii elektrycznej, czyli pozyskanie energii do celów elektrolizy po cenie 0 PLN/MWh. Spalenie domieszanego gazu syntetycznego w elektrowniach CCGT, przy sprawności całego procesu technologicznego 36%. Przy magazynowaniu energii w dużych ilościach można założyć, że powstaje ona jako nadwyżka systemowa wygenerowana głównie przez farmy wiatrowe. Z reguły są to godziny o dużej wietrzności, małym systemowym zapotrzebowaniu na energię elektryczną oraz ograniczonej możliwości szybkiego odstawienia elektrowni konwencjonalnych do zimnej rezerwy. Konsekwencją tych czynników często jest niska, wręcz ujemna cena energii elektrycznej na rynku spot. W tym przypadku w celu zbilansowania systemu warto rozważyć, aby nie ograniczać produkcji z farm wiatrowych, ponieważ energia ta byłaby zmarnowana, lecz partycypację producentów OZE w stabilizacji sytemu. W godzinach nadwyżki systemowej energii elektrycznej producenci OZE nie powinni otrzymywać przychodów za nadwyżkę prowadzonej energii elektrycznej do systemu. Dzięki temu przychody z rynku hurtowego byłyby na poziomie 0 (lub nawet ujemne). Ponadto operator OZE nie powinien otrzymywać w tych godzinach przychodów z zielonych certyfikatów lub taryf gwarantowanych. W ten sposób duże jednostki OZE byłyby urynkowione. Takie rozwiązanie doprowadziłoby do zastosowania mechanizmów rynkowych, gdzie jeżeli występuje w danym okresie nadwyżka jakiegoś towaru, automatycznie jego cena rynkowa spada. W tym rozważaniu można pójść nawet o krok dalej i powiedzieć przy ekstremalnych warunkach rynkowych, że systemowa nadwyżka energii byłaby traktowana jako odpad. Tego rodzaju rozwiązanie zostało ogłoszone przez Komisję Europejską w ramach pakietu zimowego. Zasada urynkowienia systemów wsparcia ma ograniczyć niedozwoloną pomoc publiczną. Przykładem rynkowego podejścia do OZE na rynku polskim jest ustawa OZE z 2016 roku, gdzie wsparcie dla źródeł odnawialnych udzielane jest w ramach systemu aukcyjnego. W Niemczech również wprowadzono system aukcyjny, gdzie ponadto, jeżeli operator OZE sprzedaje swoją energię elektryczną na rynku energii, otrzymuje wyższy poziom wsparcia. Poniżej przeprowadzono symulację, w której energia wprowadzana do magazynu energii jest po koszcie 0 PLN/MWh, nadwyżki generowane są przez 2 000 h/a, a koszt systemu ograniczono do 1 500 EUR/kW.

166

Tabela 59. Koszt zmagazynowania energii elektrycznej przy technologii power-to-gas przy zerowych kosztach pozyskania energii elektrycznej z OZE (opracowanie własne na podstawie danych DEBRIV 2012, 2016)

Opcja nr 1, cena energii el. do celów elektrolizy = 0; cały proces technologiczny (5 z 5 etapów)

5/5 z 1500 EUR/kW 1500

Koszt. kapitałowy + amortyzacja 19%

EUR/kW 285 h/a 2000 Sprawność 36% EUR/kWh 0,4 EUR/MWh 396 PLN/MWh 1663

W przeliczeniu symulacja pokazała, że koszt zmagazynowanej energii sięga około 1 600 PLN/MWh. Jest to nadal powyżej ceny na rynku hurtowym, niemniej jednak poziom ten okazuje się znacząco niższy od wariantu, w którym producenci OZE byli w pełni wynagradzani za każdą wyprodukowaną jednostkę energii elektrycznej.

• Opcja 2: W celu ograniczenia kosztów systemowych w kolejnej symulacji procesu założono skrócenie procesu technologicznego power-to-gas do dwóch z pięciu etapów procesu technologicznego. W pierwszym etapie powstaje energia OZE, której nadwyżka zamieniana jest bezpośrednio w procesie elektrolizy na wodór. Gaz ten bez kolejnej konwersji w metan zatłacza się bezpośrednio do sieci gazu ziemnego.

Według Niemieckiej Agencji Energii (Dena, 2012) technicznie możliwe jest domieszanie do 5% wodoru do sieci gazowej bez skutków ubocznych, takich jak przenikanie wodoru przez struktury gazociągów lub powodowanie ich korozji.

167

Tabela 60. Koszt zmagazynowania energii elektrycznej w formie wodoru zatłoczonego do sieci gazu ziemnego przy zastosowaniu technologii power-to-gas przy zerowych kosztach pozyskania energii elektrycznej z OZE (opracowanie własne na podstawie danych DEBRIV 2012, 2016)

Opcja nr 2, cena energii el. do celów elektrolizy = 0; ograniczenie kosztów inwestycyjnych do 2 z 5 etapów procesu

2/5 z 1500 EUR/kW 600 600

koszt. kapitałowy + amortyzacja 19% 19%

EUR/kW 114 114

h/a 2000 2000

sprawność wytwarzania OZE 95% 100%

sprawność procesu elektrolizy 64% 80%

sprawność całego systemu 61% 80%

EUR/kWh 0,09 0,07

EUR/MWh 94 71

PLN/MWh 394 299

PLN/GJ 109 83

W uproszczeniu w powyższej symulacji przewidziano, że wyjściowy koszt inwestycyjny 1 500 EUR/kW zostanie obniżony do 2/5, co stanowi 600 EUR/kW. Podobnie jak wcześniej założono, że koszt kapitałowy oraz amortyzacja stanowić będą 19% w skali roku. Instalacja będzie pracowała przez 2 000 h/a. W tym przypadku sprawność instalacji nie ma wpływu na koszty zmienne, ponieważ nadwyżkę energii z OZE wyceniono na 0 ct/kWh. Sprawność systemu ma jednak wypływ na ilość zmagazynowanej energii elektrycznej. Biorąc pod uwagę dwa etapy procesu (produkcja OZE oraz elektroliza), końcowa sprawność waha się w granicach 64-80%. Przekładając koszt kapitałowy oraz amortyzację na cenę zmagazynowanej energii, otrzymuje się koszt zmagazynowania sięgający 299-394 PLN/MWh. Są to zdecydowanie niższe wartości niż w pierwotnej symulacji całego procesu (pięć etapów procesu oraz uwzględnienie pełnego kosztu OZE), które oscylowały w zakresie 3 318-9 576 PLN/MWh. Faktem jest, że energia zmagazynowana w formie pierwotnej w postaci gazu ma mniejszą wartość rynkową niż energia w postaci energii elektrycznej. W przeliczeniu na wartość opałową wyrażoną w GJ koszt zmagazynowanej energii waha się w granicach 83-109 PLN/GJ. Dla porównania: cena gazu ziemnego notowana w marcu 2017 roku z dostawą na 2018 rok plasowała się na poziomie 82,55 PLN/MWh (Towarowa Giełda Energii, 2017), co daje w przeliczeniu 22,93 PLN/GJ.

168

• W najbardziej optymistycznym scenariuszu kosztowym dla technologii power-to-gas, w którym producent OZE nie uzyskuje wynagrodzenia za zmagazynowaną energię, uwzględnione są jedynie koszty kapitałowe, amortyzacja, utrata sprawności, proces technologiczny został ograniczony do dwóch z pięciu etapów, koszt zmagazynowanej energii w postaci wodoru jest około czterokrotnie wyższy niż cena gazu ziemnego na giełdzie energii. Skrócenie procesu technologicznego oraz brak wynagradzania producentów OZE za nadwyżki energii stanowią znaczną poprawę konkurencyjności technologii power-to-gas, ponieważ w pierwotnej symulacji koszt energii uzyskanej w pełnym procesie kończącym się na reprodukcji energii elektrycznej w układzie gazowo-parowym był około dwudziestokrotnie wyższy niż alternatywnie notowana energia elektryczna na rynku hurtowym. W przypadku wtłoczenia metanu do sieci gazowej koszt ten jest w najbardziej optymistycznym scenariuszu czterokrotnie wyższy niż cena rynkowa gazu ziemnego. Power-to-gas stanowi zatem możliwą opcję do zagospodarowania nadmiaru produkcji energii elektrycznej z OZE, która jest droższa od gazu ziemnego, lecz zdecydowanie tańsza niż w przypadku całego procesu technologicznego prowadzącego finalnie do produkcji energii elektrycznej w okresie jej deficytu.

Reasumując technologię power-to-gas, wdrożenie jej w pełnym procesie technologicznym nie jest ekonomicznie uzasadnione. Skrócenie procesu poprawia konkurencyjność tego rozwiązania. Można zatem założyć, że przy rosnącej roli niestabilnych OZE zatłaczanie nadwyżki energii w postaci wodoru do sieci gazowych może ograniczyć nadwyżkę rynkową energii elektrycznej. Ograniczając proces do dwóch etapów, technologia ta nie przyczyni się jednak do poprawy bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.