2. Część literaturowa
2.2. Integracja OZE z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym
2.2.2. Magazynowanie energii
Koncepcja elastyczności w systemach elektroenergetycznych jest coraz częściej postrzegana jako jeden z ich kluczowych atrybutów. W kontekście pracy KSE, jest ona rozumiana jako zdolność systemu do zmiany charakterystyki pracy poszczególnych jej elementów tak, by funkcjonowanie całego systemu było zrównoważone oraz nie pociągające za sobą strat. Ta zdolność, do dostosowania się do zmieniających się realiów rynku jest niezwykle istotna ze względu na nieustającą konieczność bilansowania podaży i popytu na energię elektryczną. W KSE pozyskiwanie informacji na temat rynku energii odbywa się w oparciu o pomiary zmian częstotliwości napięcia – zagadnienie pomiarów pozostaje poza kwestiami poruszanymi w poniższej rozprawie i nie będzie dalej analizowane.
Zwyczajowo elastyczność systemu elektroenergetycznego uzyskiwano poprzez dostosowanie mocy generowanej do aktualnego na nią zapotrzebowania. Stąd też istotną rolę w funkcjonowaniu KSE odgrywały i odgrywają prognozy popytu na moc/energię elektryczną (Jurado i in. 2015, Jurasz i in. 2016). Zmiany po stronie podażowej KSE odbywają się z różnym krokiem czasowym. W skali godzinowej dostosowanie podaży do popytu odbywa się poprzez manipulację pracą jednostek wytwórczych. Rozbieżności podaży i popytu występujące na przestrzeni pojedynczych minut, kompensowane są poprzez: zarządzanie popytem i sterowanie pracą urządzeń typu HVCA (ang. heating, ventilation and air-conditioning) czy też, jak to będzie miało miejsce w sieciach elektroenergetycznych przyszłości, ładowaniem i rozładowywaniem akumulatorów samochodów elektrycznych (Weckx i in. 2016). Z
40 historycznego punktu widzenia rosnące zainteresowania magazynowaniem energii za pomocą elektrowni szczytowo-pompowych wynikało z szeregu czynników. Do najważniejszych należy zaliczyć:
• zmieniające się z różnym krokiem czasowym zapotrzebowanie na energię elektryczną;
• rosnący udział elektrowni węglowych oraz jądrowych, które charakteryzują się stosunkowo wolnym czasem narastania (ang. ramp rate). Niewielka zdolność tych elektrowni do znacznych zmian mocy generowanej w krótkim przedziale czasu zasadniczo dyskwalifikuje je by były wykorzystywane do bilansowania różnic pomiędzy popytem, a podażą na energię elektryczną (praca interwencyjna) w krótkim przedziale czasu;
• wykorzystanie do pracy interwencyjnej elektrowni na ropę naftową i gaz ziemny, w których koszt jednostki wytworzonej energii silnie uzależniony jest od fluktuacji cen ropy i gazu.
Ostatni z wymienionych czynników wywarł szczególnie silny wpływ na rozwój ESP w latach 70 ubiegłego wieku, kiedy to gospodarka światowa doświadczyła bardzo dużego wzrostu cen ropy (Perron 1989). Należy również zaznaczyć, iż rozwój ten jest silnie podyktowany warunkami rynku energii oraz korzyściami finansowymi. Energia elektryczna, jako najbardziej użyteczna forma energii, daje się przesyłać na znaczne odległości – co równoznaczne jest z możliwością jej wykorzystania w miejscach pozbawionych możliwości jej generowania oraz może być zgromadzona i wykorzystana w przyszłości – co oznacza jej transfer w czasie. Obie te formy przemieszczania energii w wymiarze przestrzeni oraz czasu, związane są z dodatkowymi kosztami wynikającymi z niezbędnej infrastruktury, jak i stratami – zarówno na etapie przesyłu energii jak i jej magazynowania. Jak podaje (Denholm i in. 2010) przed nadejściem ery niskokosztowych oraz wydajnych turbin gazowych spółki energetyczne wykorzystywały turbiny parowe napędzane spalającym się gazem oraz ropą naftową lub, gdzie to było możliwe zbiornikowymi elektrowniami wodnymi. Jednak towarzysząca rosnącym cenom gazu oraz ropy wzrastająca moc zainstalowana w elektrowniach pracujących przy obciążeniu podstawowym pozostawiła spółki energetyczne z ograniczoną liczbą rozwiązań z zakresu pokrywania zapotrzebowania szczytowego oraz bilansowania popytu i podaży. Zdaniem (Schneider 1976) w tym okresie ekonomiczna analiza oraz uzasadnienie rozwoju projektów ESP opierało się na bezpośrednim porównaniu pojemności magazynu energii oraz możliwej do uzyskania mocy w magazynie energii z równą co do wymienionych parametrów
41 elektrownią na paliwa kopalne i wyborze opcji o niższym koszcie netto generacji jednostki energii ignorując tym samym dodatkowe korzyści operacyjne płynące z magazynów energii.
Poszczególne zadania oraz rolę magazynów energii w KSE przedstawiają między innymi (Denholm i in. 2010, oraz van der Hoeven 2014), wymieniając:
poprawę stopnia wykorzystania zasobów systemu elektroenergetycznego;
zwiększanie udziału niedyspozycyjnych odnawialnych źródeł energii w mocy zainstalowanej;
większą produkcją energii elektrycznej na miejscu jej konsumpcji; poprawę dostępności do energii elektrycznej;
polepszenia stabilności, elastyczności, niezawodności oraz odporności sieci elektroenergetycznej;
korzystny wpływ na rozwój układów przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, które projektowane są pod kątem ich zdolności do rozdystrybuowania energii w okresie zapotrzebowania szczytowego – lokalny magazyn energii może, w znacznym stopniu ograniczyć konieczność dalszej rozbudowy sieci;
możliwość ich wykorzystania na etapie rozruchu beznapięciowego, kiedy inne jednostki wytwórcze potrzebują wsparcia przy ponownym rozruchu tak, by mogły zacząć pracować z zadaną częstotliwością.Podczas, gdy niektóre ze technologii magazynowania energii uzyskały już rynkową dojrzałość, a inne są jej bliskie, na rynku ciągle pozostaje szeroka gama rozwiązań, które na chwilę obecną nie spełniają w szczególności kryterium ekonomicznego, które blokuje ich dalszy rozwój. Stwierdzenie to znajduje potwierdzenie w raporcie przygotowanym przez Bank City Group (CITY 2014) na temat możliwych sposobów alokacji inwestycji w nadchodzących latach. Według tego raportu, koszt jest największą przeszkodą ku zwiększonemu wykorzystaniu baterii jako magazynów energii. Raport City Banku ocenia, że koszt wprowadzenie do sieci akumulatorowego magazynu energii o pojemności 1 kWh jest szacowany na 5000$ co jest kwotą 20 razy większą niż w wypadku projektów wykorzystujących ESP. Potwierdzenie niższych kosztów można znaleźć również w artykule przeglądowym na temat magazynowania energii elektrycznej (Kyriakopoulos i Arabatzis 2016) oraz (Sundararagavan i Baker 2012) – wyniki tych studium zebrano w tabeli 1.
42
Tabela 1. Parametry poszczególnych technologii magazynowania energii z perspektywy ekonomicznej
Technologia Koszt [$/kWh] Koszt [$/kW] Systemy peryferyjne [$/kW] Operacja i utrzymanie [$/kW] Sprawność [%] Czas życia [lata] Sprzężone powietrze - CAES 10 450 160 6 70 30 ESP 12 2000 2 [$/kWh] 3 80 40 Koło zamachowe 1000 350 100 18 90 15 Akumulator y kwasowo- ołowiowe 300 450 100 10 75 6 cynkowo bromowe 400 2000 100 26 75 10 Sodowo siarkowe 534 3000 100 14 85 15 Wanadowe akumulatory przepływowe 630 3200 100 28 80 10 Niklowo kadmowe 1197 600 100 15 65 20 Litowo jonowe 1500 1500 100 10 93 15
Źródło: opracowanie własnie na podstawie(Kyriakopoulos i Arabatzis 2016) oraz (Sundararagavan i Baker 2012)
Analiza Tab. 1 pozwala stwierdzić, iż technologie ESP oraz CAES (której charakterystyka przedstawiona będzie w kolejnych paragrafach) są rozwiązaniami predysponowanymi pod kątem ekonomicznym – zwłaszcza jeśli rozważane jest ich zastosowania w skali KSE. Przyjmując założenie równoważności każdego z kryterium (pominięto koszt systemów peryferyjnych) po znormalizowaniu ich wartości w oparciu o założenie, że wartość najkorzystniejsza przyjmuje 1 natomiast najmniej korzystna 0, otrzymano wyniki jak na Rys. 18.
43
Rys. 18. Wyniki wstępnej wielokryterialnej analizy systemów magazynowania energii pod kątem ich parametrów ekonomiczno/technicznych, źródło: opracowanie własne
Należy mieć na względzie fakt, iż jest to tylko wstępna próba analizy tych systemów, a rzeczywistość rynku energii pokazuje, że obecnie na szeroką skalę stosowane są wyłącznie rozwiązania ESP. Technologie magazynowania energii z wykorzystaniem baterii/akumulatorów, chociaż stosowane również na skalę przemysłową (Koller 2015), są przeznaczone głównie dla małych odbiorców.
Obecnie tylko ESP jest metodą magazynowania energii, która ma wystarczający potencjał oraz dojrzałość rynkową pozwalającą na wykorzystanie jej na potrzeby sieci energetycznej. W oparciu o dane statystyczne zgromadzone przez amerykański Departament Energetyki - DoE (ang. Department of Energy) można stwierdzić, iż ESP zajmuje dominującą pozycję na rynku magazynów energii. Pod kątem mocy zainstalowanej one stanowią 95% wszystkich istniejących i planowanych (łącznie około 180 GW) do ukończenia przed rokiem 2020 projektów magazynów energii. Na Rys. 19 przedstawiono dynamikę rozwoju mocy zainstalowanej, zgodnie z danymi DoE, dominującą pozycję zajmują Chiny (33.2 GW), Japonia (28.6 GW) oraz USA (26 GW). Kolejne państwa indywidualnie nie dysponują mocą zainstalowaną większą niż 8 GW.
0 1 2 3 4 5 Su m a pa ra m et ró w zno rm alizo w any ch
44
Rys. 19. Moc zainstalowana w ESP na świecie biorąc pod uwagę projekty zrealizowane, w budowie oraz na etapie remontów. Uwzględniając projekty zakontraktowane oraz ogłoszone do roku 2020 należy spodziewać się
przyrostu mocy do poziomu 177,8 GW, źródło: opracowanie własne na podstawie http://www.energystorageexchange.org/projects.html
Duże znaczenie przypisuje się również technologii magazynowania energii w postaci CAES. Powstała już znaczna liczba prac, traktujących o wykorzystaniu tego typu rozwiązań we współpracy z elektrowniami wiatrowymi: Lund i in. (Lund i in. 2009) optymalne strategie zarządzania pracą CAES na rynku energii ze zmiennymi cenami energii; Abbaspour i in. (Abbaspour i in. 2013) sterowanie i harmonogramowanie pracy CAES wykorzystującej energię wiatru; Lund i Salgi (Lund i Salgi 2009) rola CAES w przyszłych zrównoważonych systemach elektroenergetycznych; Succar i Williams (Succar i Williams 2008) ocena możliwości wykorzystania CAES na potrzeby energetyki wiatrowej.
Na chwilę obecną za sztandarowy projekt (i jeden z niewielu istniejących) podaje się instalację znajdującą się w Niemczech w miejscowości Huntorf (Dolna Saksonia). Koncepcja tego typu magazynu energii objęta została zgłoszeniem patentowym (Frutschi 1985), a analizy finansowe wskazują, iż rozwiązanie to wymaga niższych nakładów inwestycyjnych niż projekt typu ESP (Hoffeins 1994). Huntorf CAES jest to 290 MW-towy magazyn energii, którego budowę rozpoczęto w 1978 roku. Elektrownia jest zarządzana przez Nordwestdeutsche Krafwerkge AG. Powietrze zmagazynowane pod wysokim ciśnieniem w kawernach solnych wykorzystywane jest w procesie spalania w dwu-stopniowych turbinach gazowych. Kawerna ma pojemność 300 000 m3. W procesie sprężania z sieci pobierane jest 60 MW mocy elektrycznej przez 8h dziennie w okresie doliny obciążenia, natomiast praca turbinowa pozwala na 2h rozprężania generując moc 290 MW7.
7 Dodatkowa moc/energia uzwyskiwana w tym procesie pochodzi ze spalania gazu ziemnego 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 M o c za ins ta lo w a na [ G W]
45
2.2.2.1. Elektrownie szczytowo-pompowe w Polsce
W roku 2016 w Polsce znajdowało się sześć elektrowni szczytowo-pompowych o łącznej mocy znamionowej 1544 MW z czego 1216 MW przypadało na dwie największe ESP (Żar-Porąbka i Żarnowiec). W tabeli 2 przedstawiono podstawowe dane na temat ESP w Polsce
Tabela 2. ESP w Polsce
ESP Rok oddania
do pracy w KSE Moc zainstalowana (generatorowa) [MW] Zdolność magazynowania energii8 Porąbka – Żar 1979 4 * 125 2 GWh Żarnowiec 1983 4 * 179 3,6 GWh Żydowo 1971 3*50 (+17) 0,63 GWh Dychów 1936 30,5*2+30,37 120 GWh / rok Solina – Myczkowce 1968 4*50 112 GWh – 85 (praca przepływowa GWh) = 27 GWh / rok
Niedzica 1997 2*46,375 Obecnie przepływowa
Źródło: opracowanie własne na podstawie (Tokarz i Hryckiwicz 2003; Binkiewicz i Biliński 2000; Binkiewicz i Biliński 1999; Majewski 2013; Steller 2013)
Ilość informacji na temat potencjalnych nowych elektrowni szczytowo-pompowych w Polsce jest ograniczona, a te dostępne są często niekompletne. Przykładowo Rułka i Mazur w pracy (Rułka i Mazur 1976) odnoszą się do realizowanych w ówczesnych czasach projektach podziemnych ESP w Beskidach (Żar-Porąbka) oraz Sudetach (Młoty). Autorzy wspominają również o pracach studyjno-koncepcyjnych nad kolejnymi ESP o nazwach: Sobel, Rożnów II i Żabnica. W pracy tej nie znajdujemy jednak informacji na temat dokładnej lokalizacji, mocy zainstalowanej ani tym bardziej zdolności do magazynowania energii. W artykule Korczaka (Korczak i Rduch 2009) znajdujemy dane na temat dwóch z trzech wspomnianych (Sobel oraz Różnów II) ESP oraz szczegóły dotyczących czterech kolejnych. I tak, teoretyczna moc dla pracy generatorowej ESP Sobel winna wynieść 1000 MW, Rożnów II 700 MW, Niewiastka 1000 MW, Pilchowice III 612 MW, Kadyny 1040 MW, Młoty 750 MW. Informacje te pochodzą z prywatnych notatek Jana Rducha (Korespondencja… 2015) z czasów „gospodarki
planowanej”. Biorąc pod uwagę fakt, iż nazwy ESP najczęściej wywodzą się od nazw
8 W zależności od dostępności danych podano informację na temat pojemności energetycznej zbiornika górnego (GWh) lub też średniej rocznej „produkcji” energii elektrycznej w ESP (GWh/rok).
46 miejscowości, w których się znajdują należy przypuszczać, iż projekt ESP Żabnica mógł być zlokalizowany w pobliżu miejscowości o takiej nazwie. Według Rozporządzenie Ministra Administracji i Cyfryzacji z dnia 13 grudnia 2012 r. w sprawie wykazu urzędowych nazw miejscowości i ich części w Polsce znajdują się dwie miejscowości o nazwie Żabnica, w województwie śląskim oraz zachodniopomorskim. Biorąc pod uwagę podstawowe wymagania stawiane projektom ESP obie z tych lokalizacji wykazują cechy predysponujące je. Jednak na podstawie dostępnych informacji (analiza rzeźby terenu, oraz przepływów historycznych w ciekach Odra i Żabniczanka) nie sposób jednoznacznie wskazać, gdzie taki projekt miałby być ostatecznie zlokalizowany. Z pomocą przychodzi sporządzony przez Osikę (Osika 1977) raport na temat prac prowadzonych przez Instytut Geologiczny (IG). Na stronie 674 znajdujemy informację, iż IG opracował dokumentację inżyniersko-geologiczną dla elektrowni szczytowo-pompowej w Karpatach i tutaj wymieniane są trzy nazwy: Żabnica, Sobol (autorzy różnie podają Sobel/Sobol) i Rożnów. Stąd wniosek, iż planowana ESP Żabnica mogła docelowo znajdować się w niewielkiej odległości (około 25 km w linii prostej) od istniejącej ESP Żar-Porąbka. Przekwas (1972) wskazuje również na istnienie projektu koncepcyjnego Smolniki o mocy generatorowej 200 MW – który podobnie jak ESP Żarnowiec miałby bazować na istniejącym zbiorniku dolnym w postaci jeziora.
Koncepcje nowych ESP w odkrywkach KWB Bełchatów przedstawił Sawicki (2009), natomiast Fosnacht (2011) przedstawił dogłębną analizę takich możliwości w wypadku kopalń znajdujących się w Minesocie (USA).
Reasumując, z przedstawionych danych literaturowych można wnioskować, iż potencjalna moc dla pracy generatorowej niezrealizowanych inwestycji z zakresu ESP mogła wynieść ponad 5,3 GW czyli przeszło 3 razy więcej niż wynosi obecna moc zainstalowana.
Innym źródłem informacji na temat ESP w Polsce i Europie jest wykonana przez JRC (ang. Joint Reserch Center) na zlecenie Komisji Europejskiej ocena potencjału ESP. (Gimeno-Gutiérrez et al. 2013). Analizę tą wykonano w oparciu o narzędzia GIS (ang. Geographic
Information System, pol. System Informacji Geograficznej) dla dwóch topologii, których
47
Tabela 3. Topologia oceny potencjału ESP
Opis Topologia I (T1) Topologia II (T2)
Minimalna odległość pomiędzy istniejącymi (T1) lub istniejącym i potencjalnym zbiornikiem (T2) 1, 2, 3, 5, 10 oraz 20 km 1, 2, 3, 5, 10 oraz 20 km Minimalny spad 150 [m] 50 i 150 [m] Minimalna pojemność zbiornika 100 000 [m 3] 100 000 [m3] Minimalna odległość do obszarów zamieszkałych 500 [m] 500 [m] Minimalna odległość do dróg transportowych 200 [m] 200 [m] Minimalna odległość do obiektów UNESCO 500 [m] 500 [m] Maksymalna odległość do sieci przesyłowej 20 [km] 20 [km] Minimalna odległość do obszarów NATURA 2000
nie powinien znajdować się w obrębie NATURA 2000
nie powinien znajdować się w obrębie NATURA 2000
źródło: opracowanie własne na podstawie (Gimeno-Gutierrez et. al. 2013)
Dla topologii I (T1) teoretyczny potencjał magazynowania energii dla odległości pomiędzy zbiornikami nie większej niż 20 kilometrów wynosi 54 TWh, z czego 11 TWh znajduje się na terenie UE, a pozostałe na obszarach krajów kandydujących. Gdy pod uwagę wzięta zostanie mniejsza odległość (<5km) wtedy ten potencjał zostaje zredukowany do 0,83 TWh, z czego 85% leży w obrębie krajów UE. Dla założeń przyjętych w T2 potencjał teoretyczny ulega zwiększeniu do 123 TWh, z czego w odróżnieniu do T1, ponad 50% leży w granicach UE. Potencjał oszacowany na podstawie przedstawionej metody, porównano z rzeczywistym. Dane zgromadzone z 14 krajów UE sugerują, że potencjał teoretyczny według T1 jest średnio 3,5 razy większy niż istniejący, natomiast według T2 jest to aż dziesięciokrotność obecnego.
48
Rys. 20. Potencjał teoretyczny ESP w Polsce dla topologii T2, źródło: opracowanie własne na podstawie: (Gimeno-Gutierrez et. al. 2013)
Na podstawie prac (Punys et al. 2013; Ming et al. 2013; Rehman et al. 2015) dokonano zestawienia istniejących projektów ESP pod kątem mocy zainstalowanej, pojemności energetycznej oraz spadu maksymalnego (zob. Rys. 21 i 22). Należy zaznaczyć, że nie dla wszystkich z 127 skatalogowanych instalacji możliwe było znalezienie informacji na temat pojemności energetycznej (pozyskano dane dla 97). Na rysunkach przedstawiono dwa pierwsze parametry patrząc z punktu widzenia spadu maksymalnego. Uwagę zwraca brak istotnej korelacji pomiędzy tymi parametrami: spad – moc 0,38; spad-pojemność energetyczna 0,34. Potwierdza to przypuszczenia, iż w wypadku projektów ESP na ich ostateczny kształt decydujący wpływ mają warunki naturalne, natomiast moc zainstalowana jest już w znacznym stopniu zależna od przeznaczenia danej instalacji i aktualnego zapotrzebowania KSE.
Rys. 21. Spad maksymalny w stosunku do mocy generatorowej,
źródło: opracowanie własne na podstawie (Punys et al. 2013; Ming et al. 2013; Rehman et al. 2015) 0 2 4 6 8 10 12 14 0 100 200 300 400 500 600 P oj em no sćć ener et ycz na [ G Wh] Spad maksymalny [m] 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 M o c dla pra cy g ener a to rw ej [M W] Spad maksymalny [m]
49
Rys. 22. Spad maksymalny w stosunku do pojemności energetycznej,
źródło: opracowanie własne na podstawie (Punys et al. 2013; Ming et al. 2013; Rehman et al. 2015)