W niniejszym artykule poruszone zostały aspekty ekonomiczne instalacji oraz zastosowania poszczególnych technologii magazynowania. Uśredniony koszt magazynowania energii (LCOS) został określony dla 2030 roku. Należy przy tym zaznaczyć, że szacowany koszt magazynowanej energii będzie zależny od sposobu wykorzystania instalacji. W przypadku wykorzystania magazynu w skali dobowej, stopień wykorzystania zainstalowanego potencjału wybranej instalacji będzie wyższy, a więc koszt uruchomienia będzie amortyzowany na znacznie wyższym wolumenie pobranej i dostarczonej energii. W przypadku magazynowania energii w skali długich okresów czasu, wynoszących wiele dni, mimo że wykonuje ważne zadania z punktu widzenia optymalizacji pracy sieci elektroenergetycznej, będzie miał okazję amortyzować swój potencjał o wiele rzadziej.
Magazyny chemiczne
Magazyny litowo-jonowe w technologii LFP (litowo-żelazowo-fosfranowe), NMC (niklowo-manganowo-kobaltowe), magazyny VRFB (wanadowo-przepływowe), kwasowo-ołowiowe i cynkowe. W zakresie dobowego arbitrażu energii małej skali, od 1 do 10 MW mocy i pojemności od 2 do 100 MWh, przewidywana wysokość uśrednionej ceny zmagazynowanej energii wynosi od 142 do 500 USD/MWh. Najniższy wskaźnik cenowy cechuje technologię LFP, natomiast najwyższy VRFB. W przypadku skali kilkuset MW do oraz pojemności rzędu od kilkuset MWh, szacunkowy parametr LCOS dla wskazanej technologii wynosi od 125 do 400 USD/MWh. W przypadku zastosowania wskazanych technologii w małej skali, rzędu kilku kW i kilku, kilkunastu kWh, spodziewany koszt energii będzie zauważalnie wyższy.
Zaletami wskazanych technologii są wysoka sprawność wynosząca od około 65% do ponad 95%, elastyczność, mnogość dostępnych mocy i pojemności magazynów, szeroki zakres pracy, szybka odpowiedź na wzrost zapotrzebowania. Wadami jest ograniczenie związane z głębokością dopuszczalnego rozładowania. Żywotność wskazanych technologii jest zależna od wykorzystywanego potencjału magazynowania. W przypadku technologii LFP, przy rozładowaniu sięgającym 80%, ilość cykli ładowania określa się na około 2600 cykli. Przy ograniczeniu wykorzystania baterii do 60% jej pojemności, dopuszczalna ilość cykli wzrasta do ponad 8000. W przypadku baterii NMC po ograniczeniu rozładowania z 80% do 60% spodziewana ilość cykli pracy wzrasta z 1600 do ponad 6000. Po wykonaniu wskazanej ilości cykli pracy, parametry baterii są zdegradowane w około 20%, a degradacja postępuje dalej w coraz szybszym tempie. Należy brać pod uwagę również degradację parametrów magazynu, wynikającą z upływu czasu, nawet gdy nie jest intensywnie wykorzystywany.
CAES i LAES
Zaletami wskazanej technologii jest niska toksyczność i atrakcyjne koszty magazynowania energii. Wśród wad, zwłaszcza w przypadku magazynów dużej skali, powstanie instalacji jest zależne od dostępności magazynów w postaci naturalnych lub poprzemysłowych kawern. Ich występowanie determinuje o możliwości uruchomienia inwestycji. Sprawność układów CAES i LAES oscyluje od około 40% do nawet 70%.
Magazyny energii w postaci sprężonego lub skroplonego tlenu o mocach rzędy kilkudziesięciu MW i pojemnościach rzędu do 100 MWh cechuje uśredniona cena magazynowanej energii na poziomie od 135 do 170 USD/MWh. W przypadku większej skali instalacji, sięgającej 1 GW mocy i do kilkudziesięciu GWh zmagazynowanej energii, LCOS może wynosić zaledwie od 50 do 70 USD/GWh w 2030 roku.
Magazyny grawitacyjne
Magazynowanie energii odbywa się na zasadzie przemieszczenia odważników o określonej masie pomiędzy punktem spoczynkowym a maksymalną wysokością. Pojemność i moc magazynu będzie zależna od masy odważników i wysokości na jaką są unoszone. Układy mogą mieć postać wysokich, stalowych konstrukcji, wznoszących przy pomocy silników elektrycznych odważniki na zadaną wysokość, a uwolnienie zmagazynowanej energii odbywa się poprzez ich kontrolowany ruch w dół.
Zaletą magazynów grawitacyjnych jest wysoka sprawność rzędu 85% i więcej. Technologia może z powodzeniem być skalowana do pułapu, gdzie pojedyncza instalacji będzie zdolna do zmagazynowania GWh energii. Szacowany koszt magazynowania energii wynosi od ponad 120 USD/MWh do ponad 550 USD/MWh w zależności od skali instalacji i pojemności.
Magazyny bezwładnościowe
Zasada działania opiera się na magazynowaniu energii w postaci momentu bezwładności układu wirujących mas, np. koła zamachowego, wprawianego w ruch silnikiem elektrycznym. Rozładowanie następuje poprzez przekazanie energii generatorowi.
Zaletami technologii jest wysoka żywotność, sięgająca setek tysięcy cykli pracy, wysoka sprawność około 90%, wysoka głębokość rozładowania, możliwość intensywnego wykorzystywania w skali doby. Wadą rozwiązania jest niewielka pojemność, a tym samym magazynowanie zapasu energii na zaledwie minuty bądź godziny pracy pod znamionowym obciążeniem. Szacowany koszt rozwiązania to 140 USD/MWh.
Superkondensatory
Układy oparte o superkondensatory gromadzą energię w polu elektrycznym. Ich relatywnie niski koszt uruchomienia i utrzymania stanowi zalety, jednak niewielka gęstość energii, występujące samorozładowanie oraz spadek poziomu napięcia wraz ze zmianą poziomu naładowania układu powoduje ograniczenie ich potencjalnego zastosowania do magazynów krótkoterminowych dla instalacji o wysokiej obciążalności i braku wrażliwości na zawahania poziomu napięcia. Spodziewany koszt magazynowania energii wynosi około 170 USD/MWh.
Elektrownie szczytowo-pompowe
Elektrownie szczytowo-pompowe cechują się ogromną pojemnością energii w porównaniu do innych technologii. Ich zastosowanie ogranicza się właściwie jedynie do skali przemysłowej, mocy od kilkudziesięciu MW do kilku GW i pojemności rzędu nawet GWh. Koszt magazynowania energii wynosi od 100 do niemal 400 USD/MWh w zależności od skali przedsięwzięcia i pojemności. Ich istotną zaletą jest, przy odpowiednim zaprojektowaniu, znikomy wpływ na gospodarkę wód gruntowych oraz długa żywotność i nietoksyczność. Wadą elektrowni jest duża objętość zbiorników, ograniczenia geograficzne, niska częstotliwość wykorzystania cyklu takiej elektrowni.
Magazyn ciepła
Magazynowanie energii elektrycznej w postaci użytkowej energii cieplnej cechuje się uśrednionym kosztem na poziomie 150-450 USD/MWh.
Magazyny ciepła pozwalają na ciągłe funkcjonowanie elektrociepłowni i bilansowanie popytu na energię cieplną, prowadząc do lepszego wykorzystania paliw konwencjonalnych i odnawialnej energii elektrycznej. Dzięki doborowi odpowiedniego nośnika energii, możliwe jest dopasowanie parametrów magazynowanej energii cieplnej do potrzeb odbiorcy, np. stopione sole pozwalają na magazynowanie energii w wysokich temperaturach rzędu kilkuset stopni, nie będąc przy tym toksycznymi i umożliwiając wieloletnią eksploatację. Sprawność układu magazynowanie ciepła dla cyklu ładowania i rozładowania wynosi >70%.
Niektóre nośniki energii mogą w określonym zakresie temperatur okazać się łatwopalne (organiczne kwasy tłuszczowe, parafiny), żrące (metale i niektóre sole) oraz toksyczne. Niektóre nośniki energii cechuje wyższe przewodność termiczna i samorozładowanie (ucieczka ciepła) magazynu.
Wodór w charakterze magazynu ciepła, tj. jako paliwo dla elektrociepłowni, ciepłowni i kotłów wodorowych cechuje możliwość długoterminowego przechowywania, wysoka gęstość energii w kg paliwa wodorowego oraz możliwość blendingu wodoru z gazem ziemnym.
Power-2-Hydrogen i Power-2-Power
Jak na tle konkurencji plasuje się wodór? Produkcja elektrolitycznego wodoru może z powodzeniem balansować pracę systemu elektroenergetycznego. Sprawność tego rozwiązania, tj. elektrolizy wynosi około 60-65%. Wodór magazynowany pod ciśnieniem kilkuset bar w stalowych zbiornikach cechuje się niewielkim „rozładowaniem” magazynu. W odróżnieniu od innych technologii, odnawialna energia elektryczna, zmagazynowana pod postacią zielonego wodoru może służyć jako paliwo dla turbin gazowych, kotłów wodorowych lub jako paliwo dla stacjonarnych ogniw paliwowych dużej mocy. Wyprodukowany z nadwyżkowej energii elektrycznej wodór może zasilać również przemysł chemiczny, wspierać dekarbonizację metalurgii lub stanowić paliwo dla pojazdów FCEV, itd. Wszechstronność jego zastosowań czyni go uniwersalnym środkiem na spożytkowanie nadwyżkowej energii. Wodór może być magazynowany w postaci sprężonego gazu, skroplonej lub związków z innymi pierwiastkami, np. wodorki metali, metanol lub amoniak.
Dla przypadku wykorzystania wodoru w roli paliwa dla sektora ciepłowni i elektrociepłowni zawodowych, wodór wyprodukowany z nadwyżkowej energii odnawialnej może przenosić aż 39,4 kWh energii cieplnej na kg. Oznacza to, że przy sprawności elektrolizy i sprawności kotła kondensacyjnego, wynoszącego powyżej 90%, sprawność odzyskiwania ciepła z magazynu wodorowego wynosić >70%, nie odbiegając od konkurencyjnych metod, wykorzystywanych do magazynowania ciepła. Przy wysokim współczynniku wykorzystania zainstalowanej mocy elektrolizera dużej mocy (>5 MW), koszt wyprodukowania paliwa wodorowego może oscylować w okolicy już 1 USD/kg bez uwzględnienia ceny zakupu nadwyżkowej energii elektrycznej, co przekłada się na 25-30 USD/MWh energii cieplnej.
Szacowana sprawność pracy ogniwa paliwowego oscyluje od 45% do 55%. Sprawność dla przykładowego cyklu życia paliwa wodorowego, na którą składają się produkcja elektrolitycznego wodoru, sprężanie do ciśneinia magazynowania oraz z generacje energii z ogniwa paliwowego, wynosi około 30%.
W przypadku instalacji Power-2-Power, wyposażonej w ogniwo paliwowe o mocy około 500 kWe, koszt MWh energii elektrycznej wyprodukowanej z elektrolitycznego wodoru będzie wynosił około 240-260 USD/MWh energii elektrycznej.
Analizy SES Hydrogen Energy wskazują również, że instalacja Power-2-Hydrogen i Power-2-Power może z powodzeniem bilansować pracę OZE w małej skali oraz w instalacjach typu off-grid, zachowując konkurencyjność cenową względem zasilania energią sieciową. W takim scenariuszu, energia z OZE zasilałaby bezpośrednio budynki i instalacje odbiorcy, występująca dobowo nadwyżka zielonej energii zostawałaby zadysponowana do zasilenia elektrolizera, a wyprodukowany odnawialny wodór mógłby z powodzeniem zapewnić zasilanie w porze, gdy zapotrzebowanie na energię przewyższałoby parametry chwilowe instalacji OZE.
W przyszłości, wraz ze wzrostem sprawności elektrolizerów oraz ogniw paliwowych, a także spadkiem cen, spowodowanych popularyzacją technologii i efektem skali, możliwa jest redukcja ceny otrzymywanego wodoru oraz produkowanej z niego energii elektrycznej nawet do poziomu 100 USD/MWh.
