Powód 2,5 biliona dolarów, dla którego nie możemy polegać na bateriach do oczyszczenia sieci

Obraz elektrowni Moss Landing Power Hugo | flickr

Para stumetrowych kominów wznosi się z elektrowni gazowej w porcie Moss Landing w Kalifornii, rzucając przemysłową zasłonę na ładne nadmorskie miasteczko.

Jeśli jednak stanowe organy regulacyjne wyrażą zgodę, może to być miejsce realizacji największego na świecie projektu dotyczącego baterii litowo-jonowych przez koniec 2020 r. , pomagając zrównoważyć wahania energii wiatrowej i słonecznej w sieci kalifornijskiej.

300-megawatowy obiekt jest jednym z czterech gigantycznych projektów magazynowania litowo-jonowego, które Pacific Gas and Electric, największe przedsiębiorstwo użyteczności publicznej w Kalifornii, spytał California Public Utilities Commission do zatwierdzenia pod koniec czerwca. Łącznie zwiększyłyby pojemność sieciową wystarczającą do zasilenia około 2700 domów przez miesiąc (lub do przechowywania około 0,0009 procent energii elektrycznej zużywanej każdego roku przez państwo).

Projekty kalifornijskie należą do rosnącej liczby wysiłków na całym świecie, w tym 100-megawatowa macierz akumulatorów Tesli w Australii Południowej, aby budować coraz większe systemy pamięci litowo-jonowych w miarę spadku cen i wzrostu wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych. Podsycają rosnący optymizm, że te gigantyczne baterie pozwolą energii wiatrowej i słonecznej wypierać rosnący udział elektrowni na paliwa kopalne.

Ale jest problem z tym optymistycznym scenariuszem. Eksperci twierdzą, że te baterie są zdecydowanie za drogie i nie wytrzymują wystarczająco długo, co ogranicza rolę, jaką mogą odgrywać w sieci. Jeśli planujemy polegać na nich w przypadku ogromnych ilości magazynowania, ponieważ coraz więcej odnawialnych źródeł energii pojawia się w sieci — zamiast zwracać się do szerszej kombinacji źródeł niskoemisyjnych, takich jak energia jądrowa i gaz ziemny z technologią wychwytywania dwutlenku węgla — moglibyśmy podążać ścieżką niebezpiecznie nieopłacalną.

Małe dawki

Według danych z 2016 r. dzisiejsza technologia przechowywania akumulatorów działa najlepiej w ograniczonej roli, jako substytut elektrowni szczytowych analiza przez naukowców z MIT i Argonne National Lab. Są to mniejsze obiekty, dziś często zasilane gazem ziemnym, które mogą sobie pozwolić na rzadką eksploatację, szybko rozpalają się, gdy ceny i popyt są wysokie.

Akumulatory litowo-jonowe mogą konkurować ekonomicznie z tymi szczytami gazu ziemnego w ciągu najbliższych pięciu lat, mówi Marco Ferrara, współzałożyciel Form Energy, filii MIT opracowującej akumulatory sieciowe.

Biznes szczytów gazowych dobiega końca, a litowo-jonowy jest świetnym zamiennikiem, mówi.

Ta najwyższa rola jest dokładnie tą, którą ma wypełnić większość nowych i nadchodzących projektów akumulatorów litowo-jonowych. Rzeczywiście, kalifornijskie projekty magazynowania mogłyby ostatecznie zastąpić trzy instalacje gazu ziemnego w regionie, z których dwa są rośliny szczytowe .

Ale znacznie poza tą rolą baterie napotykają na prawdziwe problemy. Autorzy badania z 2016 r. stwierdzili gwałtownie malejące zwroty, gdy do sieci dodaje się dużo akumulatorów. Doszli do wniosku, że łączenie magazynowania akumulatorów z elektrowniami odnawialnymi jest słabym substytutem dla dużych, elastycznych elektrowni węglowych lub gazowych, które mogą być wykorzystywane w dowolnym momencie, mogą pracować w sposób ciągły i zmieniać poziomy mocy w celu zaspokojenia zmieniającego się popytu w całym dzień.

Technologia litowo-jonowa jest nie tylko zbyt droga do tej roli, ale ograniczona żywotność baterii oznacza, że ​​nie jest dobrze przystosowana do wypełniania luk w dniach, tygodniach, a nawet miesiącach, gdy słabnie wytwarzanie energii wiatrowej i słonecznej.

Ten problem jest szczególnie dotkliwy w Kalifornii, gdzie zarówno wiatr, jak i słońce gwałtownie spadają jesienią i zimą.

Prowadzi to do krytycznego problemu: kiedy odnawialne źródła energii osiągają wysoki poziom w sieci, potrzeba znacznie więcej elektrowni wiatrowych i słonecznych, aby wytworzyć wystarczającą nadwyżkę energii w godzinach szczytu, aby utrzymać działanie sieci podczas długich sezonowych spadków, mówi Jesse Jenkins. współautor opracowania i badacz systemów energetycznych. To z kolei wymaga banków baterii, które mogą przechowywać to wszystko, dopóki nie będzie potrzebne.

A to kończy się astronomicznie drogie.

Kalifornia marzy

Są problemy, których Kalifornia nie może długo ignorować. Państwo już jest na torze aby do 2020 r. pozyskiwać 50 procent energii elektrycznej z czystych źródeł, a ustawodawca znów jest Rozważając ustawa, która wymagałaby, aby do 2045 r. osiągnęła 100 proc. Żeby to skomplikować, regulatorzy głosował w styczniu zamknąć ostatnią stanową elektrownię jądrową, wolne od węgla źródło, które zapewnia: 24 procent energii PG&E. To sprawi, że Kalifornia będzie w dużym stopniu zależna od źródeł odnawialnych, aby osiągnąć swoje cele.

Clean Air Task Force, bostoński think tank zajmujący się polityką energetyczną, odkrył niedawno, że osiągnięcie poziomu 80 procent dla odnawialnych źródeł energii w Kalifornii oznaczałoby ogromne ilości nadwyżki wytwarzania w miesiącach letnich, co wymagałoby 9,6 miliona megawatogodzin magazynowania energii. Osiągnięcie 100 procent wymagałoby 36,3 mln.

Stan ma obecnie łącznie 150 000 megawatogodzin magazynowania energii. (To głównie elektrownie szczytowo-pompowe, z niewielkim udziałem akumulatorów).

Gdyby odnawialne źródła energii dostarczały 80 procent energii elektrycznej Kalifornii, ponad osiem milionów megawatogodzin nadwyżki energii zostałoby wygenerowanych podczas letnich szczytów. Analiza danych CAISO przez grupę zadaniową ds. czystego powietrza.

Budowanie poziomu wytwarzania i magazynowania energii ze źródeł odnawialnych niezbędnego do osiągnięcia celów stanu spowodowałoby wykładniczy wzrost kosztów, z 49 USD za megawatogodzinę wytwarzania przy 50 procentach do 1612 dolarów przy 100 procentach.

I to przy założeniu, że baterie litowo-jonowe będą kosztować mniej więcej jedną trzecią tego, co robią teraz.

Koszty systemu elektroenergetycznego Kalifornii rosną wykładniczo, jeśli odnawialne źródła energii wytwarzają większość energii elektrycznej. Analiza danych CAISO przez grupę zadaniową ds. czystego powietrza.

System zostaje całkowicie zdominowany przez koszty przechowywania, mówi Steve Brick, starszy doradca grupy zadaniowej Clean Air Task Force. Budujesz tę ogromną maszynę do przechowywania, którą zapełniasz do połowy roku, a potem po prostu ją rozpraszasz. To ogromna inwestycja kapitałowa, która jest bardzo mało wykorzystywana.

Siły te drastycznie podniosłyby koszty energii elektrycznej dla konsumentów.

Musisz się zatrzymać i zadać sobie pytanie: „Czy jest jakiś sposób, w jaki opinia publiczna by to opowiedziała?”, mówi Brick.

Podobnie badanie na początku tego roku w Nauka o energii i środowisku odkryli, że zaspokojenie 80 procent zapotrzebowania na energię elektryczną w USA za pomocą wiatru i słońca wymagałoby albo ogólnokrajowego szybkiego systemu przesyłowego, który może zrównoważyć wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych na przestrzeni setek mil, albo 12 godzin magazynowania energii elektrycznej dla całego systemu (patrz Poleganie na samych źródłach odnawialnych znacznie zawyża koszty remontów energii ).

Przy obecnych cenach system przechowywania baterii o takiej wielkości kosztowałby ponad 2,5 biliona dolarów.

Straszna metka z ceną

Oczywiście możliwe jest tańsze i lepsze przechowywanie w sieci, a badacze i start-upy badają różne możliwości. Forma Energia, która od niedawna zabezpieczone finansowanie z Breakthrough Energy Ventures Billa Gatesa, stara się opracować wodne akumulatory z przepływem siarki o znacznie dłuższym czasie działania, za jedną piątą kosztów, w których prawdopodobnie wylądują akumulatory litowo-jonowe.

Modelowanie Ferrary wykazało, że taka bateria może umożliwić odnawialnym źródłom energii zaspokojenie 90% zapotrzebowania na energię elektryczną dla większości sieci, przy tylko nieznacznie wyższych kosztach niż obecnie.

Ale niebezpiecznie jest stawiać na tego rodzaju przełomowe akumulatory – i nawet jeśli Form Energy lub jakaś inna firma to zrobi, koszty i tak wzrosną wykładniczo powyżej 90-procentowego progu, mówi Ferrara.

Jenkins mówi, że ryzyko polega na tym, że podniesiemy koszty głębokiej dekarbonizacji w sektorze energetycznym do punktu, w którym opinia publiczna zdecyduje, że dalsze dążenie do zerowej emisji dwutlenku węgla jest po prostu nieopłacalne.

Aktualizacja: Z tej historii usunięto wykres, ponieważ błędnie określał poziom penetracji odnawialnych źródeł energii w sieci elektrycznej przedstawionej na osi pionowej.

ukryć