Министерство энергетики США (DOE) выпустило три доклада в рамках программы «Пути к коммерческому взлету» о перспективах инвестиций в безуглеродную электрогенерацию — атомную энергетику, зеленый водород и долговременное хранение электроэнергии. Данная статья посвящена докладу о долговременном хранении энергии Long Duration Energy Storage.
Технологии долговременного хранения энергии (LDES) станут ключевыми для обеспечения гибкости и надежности в будущей системе безуглеродного энергоснабжения, говорится в докладе. В разных сценариях энергосистеме США к 2050 году может потребоваться 225–460 ГВт мощности LDES с расходами до $330 млрд. При этом внедрение LDES приведет к ежегодной экономии эксплуатационных расходов на сумму $10–20 млрд за счет избежание капитальных затрат, которые были бы необходимы без данной инфраструктуры.
В докладе выделяются четыре классификации технологий хранения — кратковременные, междудневные, многодневные/недельные и сезонные. В докладе основное внимание уделяется двум сегментам рынка промежуточной продолжительности — однодневным и многодневным/недельным.
Межсуточные LDES определяются как источники энергии на 10–36 часов и включают почти все механические технологии накопления и некоторые электрохимические технологии (например, проточные батареи). Эти технологии удовлетворяют суточные потребности рынка, перемещая избыточную мощность, производимую в одной точке дня, в другую точку в течение того же или следующего дня.
Многодневные/недельные LDES определяются как переключение мощности на 36–160 часов и включает в себя множество термических и электрохимических технологий. Эти технологии удовлетворяют потребности рынка и конечных потребителей в тех случаях, когда несколько раз в году может наблюдаться длительный дефицит электроэнергии (например, несколько дней при слабом ветре или солнечной энергии). Многодневные/недельные LDES также могут сократить необходимое строительство межсетевых соединений для поддержки переменных возобновляемых источников энергии.
В данном отчете не рассматриваются два сегмента рынка хранения: краткосрочное хранение и сезонное балансирование. Краткосрочное хранение определяется как изменение мощности менее чем на 10 часов, часто за счет литий-ионных аккумуляторов (в основном, в диапазоне 0–4 часов, в то время как другие аккумуляторы, такие как гидроаккумулирующие насосы, конкурируют за диапазон 4–10 часов). В докладе говорится, что литий-ионные системы технически могут использоваться для обслуживания продолжительностью более 10 часов, но при гораздо более высоких предельных затратах на дополнительный час (насколько выше, в документе не обсуждается).
Сезонное балансирование определяется как перемещение энергии в течение длительного периода времени, в основном в течение нескольких месяцев (например, с лета на зиму). Потребность в таком хранении, вероятно, будет удовлетворена с помощью технологий на основе накопления топлива (например, водорода или природного газа с улавливанием углерода).
Как кратковременное, так и сезонное хранение рассматриваются не как готовые решения, а как конкурентоспособные технологии, которые необходимо доказать или опровергнуть в различных бизнес-кейсах.
Чтобы полностью реализовать свой потенциал и играть ведущую роль в сети с нулевым энергопотреблением, LDES должны достичь границы технологического «взлета», за которой в игру вступает частный капитал в трех областях:
.png)
Блоки текста в рамках:
К 2030 году современные среднесрочные технологии LDES должны снизить затраты с $1100–1400/кВт до $650/кВт и повысить эффективность поездки в оба конца (RTE, имеется в виду цикл накопления/отдачи энергии) с 69%, наблюдаемых в лучших в своем классе технологиях в 2022 году, до ~75%. Аналогично стоимости многодневных технологий должны сократиться с $1900–2500/кВт и 45% RTE сегодня до $1100/ кВт и 55–60% RTE к 2030 году.
ИРТТЕК: во всех докладах «Пути к коммерческому взлету» эксперты Минэнерго США прогнозируют резкое, часто двукратное, снижение стоимости обсуждаемых технологий, за счет «обучения» и «масштабирования». В этом докладе разрыв между реальностью и планами выглядит особенно нереальным. Вот типичный пассаж на эту тему: «То, где эти улучшения, вероятно, произойдут в следующем десятилетии, зависит от технологии. Существуют некоторые технологии, в которых традиционные исследования и разработки могли бы обеспечить значительную часть необходимого снижения затрат. Однако большинство технологий, скорее всего, позволят снизить затраты за счет разработки крупных стандартизированных установок и повышения эффективности производства. Эти знания будут зависеть от масштабных демонстрационных проектов и проектов коммерциализации». Таким словоблудием заполнен весь доклад, который откровенно следовало бы назвать «докладом об отсутствии технологий длительного хранения».
Ценность доклада DOE не столько в графиках типа «что будет если», сколько в постановке самого принципиального вопроса внедрения систем длительного хранения — кто за это будет платить?
Года два назад промелькнула информация о желании индийских властей возложить обеспечение надежности генерации на энергокомпании, имеющие в своей собственности нестабильные ВИЭ. Индийцы хотели, чтобы владельцы ветряков и солнечных ферм покупали или заключали договора с диспетчеризуемой генерацией и продавали частым и государственным энергосетям гарантированно стабильную электроэнергию. Далее информации на эту тему исчезла, видимо, тогда виэшникам пришлось бы указывать истинную цену своей генерации с соответствующими последствия для общественного мнения и экономики.
Сейчас энергосети сами занимаются балансированием мощности, покупая энергию раздельно у газовой, угольной, биотопливной (пеллеты) и атомной генерации. При этом газовая и угольная генерация при работе в прерывистом режиме чрезмерно дороги, но зато такая схема дает возможность обманывать потребителя дешевизной ВИЭ-генерации.
Ситуация с рентабельностью долговременных систем хранения во много раз хуже, чем даже резервных газотурбинных установок (которые тратят на киловатт-час в 1,5 раза больше газа, чем поршневые генераторы). Приведенная в докладе таблица фактически ставит крест на любых ближайших планах внедрения LDES.
.png)
Правая шкала TRL (technology readiness level) — уровень технологической готовности, предложен НАСА в 70-х годах.
.png)
Однозначно уровень 9 присвоен только гидроаккумулирующим станциям. Но и для этой технологии потери загрузка/разгрузка (RTE) составляют 20-30%, а стоимость хранения на мегаватт*час оценивается в $70-170. К этой цифре следует добавить собственно стоимость электроэнергии на закачку воды (для оффшорных ветряков около $100/МВтч) стоимость передачи энергии по проводам и прочие расходы. Для потребителя такая энергия будет стоить за $0,5/кВтч при сегодняшней цене в США около 14 центов. К тому же приведенные в таблице цифры, скорее всего, — оптимистичный прогноз, в реальности все будет дороже.
Максимальные сроки хранения представленных технологий 200 часов. Все, что дальше, как было сказано выше, — либо природный газ с улавливанием СО2, то есть те же газовые турбины (КПД около 37%) и водород с газовыми турбинами или топливными элементами (КПД около 50%). Парогазовые установки обеспечивают КПД около 60%, но они не работают в режиме пуск/стоп.
О хранении водорода мы опубликуем отдельный материал, а наиболее реальный вариант будущего американской энергетики с ВИЭ — оставить все как есть сейчас: строят газовую турбину с улавливанием СО2 для получения субсидии на безуглеродность, а потом «улавливание» выходит из строя, а турбина работает, как и все предыдущие десятилетия (до климатической истерии).
Аналитики DOE ситуацию понимают, поэтому вынуждены скрывать невозможность рентабельного встраивания LDES в систему энергоснабжения за словесной эквилибристикой, которая, по нашему мнению, будет любопытна отечественным энергетикам (можно пропустить):
«Необходимо будет обеспечить компенсацию за целый ряд экономических преимуществ в плане надежности. Государственные, региональные и национальные меры могли бы обеспечить, чтобы LDES ценились за преимущества, которые они предоставляют энергетическим рынкам и использованию инфраструктуры (например, динамичные рынки мощности, дифференцированные продукты по мощности и признание двойной роли хранилища в системах генерации и передачи).
Существует множество преимуществ в плане надежности и передачи данных, которые системы LDES могут предоставить на еще не полностью компенсированных рынках. Предсказуемая компенсация за выгоды от использования ресурсов LDES (примерно эквивалентная дополнительным ~50-75 долларам США за кВт в год к 2030 году, если учитывать другие потенциальные платежи на энергетическом рынке) — была бы одним из прямых способов обоснования инвестиций. Эта компенсация может быть получена непосредственно в результате участия в рынке или может быть косвенно оценена при его выборе в рамках комплексного процесса планирования ресурсов вне конкурентной энергетики рынки.
Изменения в регулировании и на рынке также требуют определения дифференцированной потребности в более длительной, устойчивой, распределяемой мощности в дополнение к денежной компенсации (например, переход от продуктов с постоянной мощностью 4-6 часов к продуктам с более длительной производительностью, таким как 12-часовая и 24-часовая мощность, в зависимости от потребностей рынка).
Чтобы реализовать эту ценность и потребность, во многих юрисдикциях потребуются изменения в методологии моделирования для комплексного планирования ресурсов (например, регулируемые коммунальные предприятия получают разрешение на развертывание LDES как части системы с наименьшими затратами) и исследования достаточности ресурсов и связанной с ними методология оценки постоянных и переменных ресурсов, а также планирования передачи энергии. Вероятно, также потребуются новые, более прозрачные рыночные продукты и более открытые процессы закупок.
Рыночные и регулирующие механизмы должны развиваться, если мы хотим поддерживать экономику LDES. Необходимы приоритетные меры для повышения определенности рынка и повышения доходности с поправкой на риск. Рынкам электроэнергии (например, независимым системным операторам/Региональным организациям по передаче электроэнергии) потребуется скорректировать методологии компенсации и планирования с учетом оценки различных типов ресурсов надежности в своих исследованиях достаточности ресурсов (например, почасовые сертификаты энергетических атрибутов, узловые и локальные цены).
Регулирующим органам (например, комиссиям по коммунальным услугам, PUC) потребуется адаптировать системное моделирование для учета комплексных и долгосрочных потребностей с нулевым уровнем выбросов (например, планирование ресурсов, исследования достаточности ресурсов и планирование передачи, выходящее за рамки типичного 15-летнего горизонта). Им также может потребоваться общее, стандартизированное распознавание хранилища как генерирующего, передающего и распределительного актива.
Авторы DOE фактически призывают создать для LDES особые экономические условия и придумать схемы, в которых это хранение будет рентабельным. В принципе, задача решаема, если потребитель готов платить за электроэнергию в три раза больше.