Domů
Akumulace energie
AGL plánuje vybudovat v Austrálii rozsáhlý bateriový systém

AGL plánuje vybudovat v Austrálii rozsáhlý bateriový systém

Efektivní skladování elektřiny ve velkém měřítku je prozatím nevyřešeným technickoekonomickým problémem. V dnešní době jsou ke skladování elektrické energie ve velkém objemu využívány především přečerpávací vodní elektrárny, budoucnost by však mohla patřit bateriovým systémům.

Elektrická rozvodná síť je velmi křehký systém, který se při nesprávném využívání může zhroutit. V takovém případě hovoříme o takzvaném „blackoutu“, čili plošném výpadku elektřiny. Aby takový scénář nenastal, je třeba, aby byly jednotlivé zdroje energie řízeny a v rozvodné síti bylo ve stanovený okamžik právě tolik elektřiny, kolik jí koncoví zákazníci spotřebovávají.

Přebytečnou energii je možné skladovat pro okamžiky, kdy zdroje energie nebudou samy schopny dodávat spotřebovávaný výkon, a hrozilo by zhroucení elektrické rozvodné sítě.

Horní nádrž přečerpávací vodní elektrárny Dlouhé stráně Zdroj: dlouhe-strane.cz

Dnešní koncepce akumulace elektrické energie je založena zejména na přečerpávacích vodních elektrárnách, které jsou schopny z nulového výkonu najet na plný výkon velice rychle, a dokáží tak vykrývat i náhlé energetické špičky. Výstavbu takových systémů však nelze realizovat v libovolné lokalitě, nehledě na finanční náročnost, jakožto i zničení krajinného rázu.

Další možností, která je prozatím využívána spíše v menším měřítku, jsou bateriové systému. Ty přináší výhodu oproti přečerpávacím elektrárnám zejména v podobě možnosti modulární stavby. Nevýhodou jsou však technologické možnosti realizace, cena samotné realizace, jakož i komplikace spojené s vyřazováním baterií z provozu.

Jedno z takových bateriových úložišť právě vzniká v Austrálii jako výsledek závazku energetické společnosti AGL z roku 2020. Nyní společnost předložila zprávu o rozsahu bateriového úložiště na ministerstvo průmyslu a životního prostředí v Novém Jižním Walesu.

Bateriové úložiště má být postaveno vedle uhelné elektrárny Liddell. Úložiště je součástí rozsáhlých plánů společnosti vybudovat systém úložišť o celkovém výkonu 850 MW v několika lokalitách. Jedná se o výsledek usilovné činnosti podporující závazky týkající se změn klimatu a nových investic do zdrojů elektrické energie.

Uhelná elektrárna Liddell Zdroj: AGL

Generální ředitel společnosti AGL, Markus Brokhof, sdělil, že technologie bateriových úložišť významně pokročila v posledním desetiletí a nyní je na úrovni, která umožňuje jejich zapojení a investice do dekarbonizace v Austrálii.

„Bateriové úložiště je významným prvkem při zajištění flexibility energetického systému a podpory integrace obnovitelných zdrojů. Technologie odstraňuje jeden z největších omezujících faktorů obnovitelných zdrojů, a sice nestabilitu dodávek elektřiny.“

„Společnost AGL dlouhá léta investovala do obnovitelných zdrojů energie. Čím více obnovitelných zdrojů máme v síti, tím více musíme podporovat rozvoj akumulačních kapacit, jako jsou například velká bateriová úložiště.“

AGL podporuje nejen projekty Wandoan (100 MW), Maoneng (4 x 50 MW) a Dalrymple (30 MW), ale také pracuje na vývoji baterií a propojení elektrárny Torrens Island s ostatními zvažovanými lokalitami.

Brokhof dodal, že AGL pracuje v oblasti dodávek elektrické energie a zvažuje začlenění nových technologií, které zajistí flexibilitu skladovacích zařízení.

„Věříme, že má Austrálie příležitost stát se dodavatelem nízkoemisní energie, čehož dosáhneme splněním našich závazků, které jsme si dali v rámci prohlášení o změně klimatu. Zavázali jsme se k tvorbě energetické budoucnosti, která bude flexibilní, efektivní a cenově dostupná našim zákazníkům. Zároveň tak připravíme půdu pro éru bateriových úložišť.“

Podobné systémy začínají vznikat i jinde ve světě a Česká republika také pracuje na zapojení těchto systémů do elektrické rozvodné sítě. Firma E.ON spustila již v roce 2018 bateriové úložiště u Českých Budějovic. Nejedná se zdaleka o jediný systém bateriových úložišť. Vznikají koncepty podporující také využití baterií v automobilech pro skladování elektřiny v rámci elektrické sítě. Tyto koncepty se však řadí mezi nízkokapacitní skladovací zařízení.

Mohlo by vás zajímat:

Komentáře(21)
Josef
26. srpen 2020, 21:21

Bateriové systémy jsou zajímavé, jenže mají horší parametry kromě rychlosti náběhu než přečerpávací el. Navíc řeší problémy s výkonem v síti v řádu hodin jenže implementace OZE způsobuje problémy s výkonem v řádu dní, týdnů popř. i sezónní - v mírném pásmu. Akumulační bateriové systémy se tedy uplatní pro akumulaci den x noc a dobře fungují při použití FV panelů v pouštním prostředí. Pro dlouhodobou akumulaci jsou vhodné velké vodní elektrárny a přečerpávací el. Jednou z jejich výhod proti bateriím tedy je kromě účinnosti a životnosti, je například i to, že netrpí samovybíjením - takže přehradu, kterou naplníte na podzim můžete částečně vypustit při zimních mrazech a doba upouštění může být podle velikosti nádrže a intenzity vypouštění i v řádu týdnů toto bateriové systémy nebudou umět ani za 50 let, protože tyto požadavky mnohonásobně přesahují teoretické schopnosti ukládání energie všech látek využívaných v bateriích. Ukládání el. energie proto musí přejít na zcela jiný princip a všechny dnes známé principy, které mohou dlouhodobou akumulaci zajistit vedou přes výrobu umělých nosičů energie jako je vodík, zemní plyn nebo nafta což jsou metody z principu velmi ztrátové a pro masové nasazení spíše nevhodné.

Jaroslav Novák
26. srpen 2020, 21:47

odklon od PVE s kapacitou 5GWh, bez znalosti nákladů baterií+životnosti, jak zabránit zničení požárem, je jenom a pouze TUNEL na peníze důvěřivých akcionářů nebo spiknutí na státní kasu,......bateriový podvod=rychlé prachy,.....PVE stavíte min. 5 let, dílo je vidět, nelze jej zničit, pokud jej projektují a staví odborníci!!!

Energetik 007
27. srpen 2020, 08:32

Efektivní skladování elektřiny ve velkém není nevyřešeno je a jmenuje se PVE.

Elektrická síť není křehká ale platí tam fyzikální zákony - v jednom okamžiku se výroba musí rovnat spotřebě - elektřina nejsou rohlíky a na sklad se vyrábět nedá.

ČR má ideální podmínky pro dobudování sítě PVE podobně jako Norsko, které na tom silně profituje.

Bohužel tady sedí takový lidé jako Havlíček - který nerozumí co je elektřina a Míl který zase rozumí jen uhlí.

Emil
27. srpen 2020, 08:55

Až na to, že Norsko žádnou zázračnou síť PVE nemá. Instalovaný výkon jejich přečerpávacích elektráren k roku 2020 je 1439 MW, u nás je to 1171 MW. Mohli by sice přebudovat část svých vodních elektráren na přečerpávací, ale nějak se do toho nehrnou...

Energetik 007
27. srpen 2020, 09:03

HVDC 500kV Nord link státní Statnett Německo - Norsko, zprovoznění 12/2020.

Ondra
27. srpen 2020, 10:40

Co má Nordlink společnýho s PVE? Norsko nemá sebemenší důvod budovat další pve s tím kolik maj akumulačních VE a opravdu tam žádnou obří síť pve nemaj.

Energetik 007
27. srpen 2020, 11:10

Norsko má 1660 VE a největší podíl výroby elektřiny z vody v Evropě.

Pro mne je to tedy obří.

Emil
27. srpen 2020, 11:21

Obří to určitě je, ale ne síť PVE, kterou jste po jejich vzoru navrhoval budovat u nás.

Ondra
27. srpen 2020, 11:51

Asi ste si splet přečerpávací (pro akumulaci) a akumulační (s přehradou) vodní elektrárny ale v češtině to je trochu matoucí. Jasný že z vody vyrobí snad nejvíc v Evropě ale určitě to nedělaj přečerpávací elektrárny. Ještě k tomu jak na tom Norsko "silně profituje" - od června se tam cena elektřiny až na vyjimky stabilně pohybuje kolem 1-2 EUR za MWh - nedokážou ji vyvýst ani do sousedního Švédska kde je asi tak 30x dražší. Nordlink jim v tom pomůže ale to se zas nelíbí tamnímu průmyslu protože jim to zdraží elektřinu.

Carlos
27. srpen 2020, 12:27

To popletení by sedělo, Norsko má opravdu gigantické zásoby vody v přehradách, myslím že se uvádí 40TWh, ale nepamatuji si to přesně, ale nějaké takové číslo to bylo.

Ondra
27. srpen 2020, 13:10

Ono se to během roku a mezi roky dost mění podle počasí ale minulej týden měli skoro 80 TWh. Třeba loni touhle dobou to bylo o nějakejch 15 TWh míň. Proto teď jedou naplno a elektřina je skoro zadarmo. Letos měli nejmíň v půlce května - cca 27 TWh.

Jiří
27. srpen 2020, 13:19

Tak to by mě zajímal váš výpočet efektivního dlouhodobého skladování v PVE a návratnosti investice při ceně 5 mld. Kč/GWh.

I při průměrném jednom cyklu týdně by se nezaplatila možná ani za desítky let, natož že by to měla být zisková investice, to už i to ukládání do vodíku vychází lépe.

PVE se má blížit ideálnímu případu jednoho cyklu denně, jinak je to holý nesmysl.

Jaroslav Novák
27. srpen 2020, 22:24

PVE jezdí každý den viz energostat a např. 1 měsíc, i v ČR z 80% celkové kapacity PVE, tedy 365cyklů x 3GWh= 1 095 GWh/rok=1 095 OOO MWh x 1 000,- Kč/MWh=rozdíl v ceně čerpací elektřiny a špičkové = 1 mld. Kč hrubý zisk (rozdíly cen EE jsou výrazně vyšší), IN = 20 mld.Kč životnost PVE 40 let poté oprava a zase 40 let čistých zisků, ...taková úvaha o bateriovém úložišti dosud zveřejněna nebyla!!!!!!!

Jiří
28. srpen 2020, 00:47

Jen při 100% účinnosti. Rozdíl 1000 Kč/MWh: nákup 1 MWh za x, prodej 0,75 MWh za x+1000, zisk (750 - 0,25x)/MWh, takže jste zhruba na půlce vašich čísel a dvojnásobné době návratnosti.

Energetik 007
28. srpen 2020, 07:31

PVE Hoštejn 4x125 MW, náklady 18mld, IRR 7%, návratnost 10 let.

Celkový potenciál PVE v ČR je 40 000 MW.

Další perspektiva jsou hlubinné přečerpávací elektrárny v dolech kde byla ukončena těžba. Např. Radouň 150 MW 5,6mld, návratnost 20 let.

A uhelný Míl chce stavět VVER Dukovany, kdyby mu alespoň někdo poradil že Candu 6 dokáže pálit i vyhořelé palivo VVER.

Jan Veselý
28. srpen 2020, 08:47

Mě by se taky více líbila představa utratit ty prachy plánované na nový reaktor v Dukovanech, který nic neřeší, za podstatné navýšení přenosových a skladovacích kapacit.

Jiří
28. srpen 2020, 11:28

To je výkon 3/4 Dlouhých Strání, předpokládám kapacita také 3/4? Poměrově by to vycházelo na 950 GWh/rok, tzn. 1270 GWh -> 950 GWh při účinnosti 75 %

Počítejme nulové(!) provozní náklady, jen zaplatit tu investici, tedy 1,8 mld. ročně a rozdíl 1000 Kč/MWh takto (kdyžtak si tam hoďte svá čísla): nákup 800 Kč/MWh, prodej 1800 Kč/MWh:

Prodej 950000*1800 = 1,71 mld. mínus 1270000*800 = 1,016 mld. => rozdíl 694 mil./rok, návratnost 26 let bez provozních nákladů a ještě počítáme čistou účinnost elektrárny, ne ztráty při přenosu do/z PVE a pod.

Energetik 007
27. srpen 2020, 11:26

My máme moře a fjordy?

Máme "pouze" pohraniční a tím ideální podmínky pro budování VE a PVE, rozhodně lepší řešení než to co tlačí Míl dobetonovat další Dukovany

Energetik 007
28. srpen 2020, 10:21

To mě taky takže po vzoru Norska - HVDC kabely pod Krušnými a novohradskými horami, Šumavou a síť VE a PVE na těchto horách.

Rozhodně lepší než přetoky z Německa řešit phase schift trafo.

Uhelný Míl nikdy ČEPSu nerozuměl a Havlíček ... ten nerozumí ničemu.

S tím že VVER Dukovany nic neřeší souhlas, kdyby alespoň CANDU 6

Bizon
28. srpen 2020, 12:08

Souhlas. Bez pořádné sítě kabelů, klidně HVDC, obnovitelná budoucnost jen tak nebude. A CANDU bych si nechal sakra líbit! Nebo klidně ten Ruský rychlý BN, ale to asi neprojde, líbí se mi jak tomu tady někteří říkají "bomby s tekutým sodíkem" :D

Pavel
30. srpen 2020, 14:36

"Ideální podmínky pro budování VE a PVE" je z prstu vycucaná fantasmagorie. Pro PVE nestačí jen hory, nutný je i dostatek vody. Potůčky a říčky jako v českých horách opravdu ale opravdu nestačí, nemluvě o tom, že by bylo nutno zabetovnovat a zatopit půlku českých CHKO - což by bylo nejen extrémně škodlivé pro životní prostředí ale i nákladnější než stavba nových JE. Že, větrné podmínky v českých horách jsou mnohem horší než ty na německém pobřeží, netřeba zdůrazňovat.

Komentáře pouze pro přihlášené uživatele

Komentáře v diskuzi mohou pouze přihlášení uživatelé. Pokud ještě účet nemáte, je možné si jej vytvořit na stránce registrace. Pokud již účet máte, přihlaste se do něj níže.

V uživatelské sekci pak můžete najít poslední vaše komentáře.

Přihlásit se