Velký přehled: Využívané i perspektivní technologie akumulace energie

Největší překážkou ve využívání intermitentních obnovitelných zdrojů jsou omezené možnosti akumulace energie. Je řada fyzikálních možností ukládání energie, u většiny z nich je však jejich masové využívání zatím značně omezené. Podívejme se na to, jaké jsou možnosti v této oblasti ve světě i u nás.

Zatím nejvíce využívanými jsou vodní přečerpávací elektrárny. Ty mají velmi vysokou účinnost, která může dosahovat hodnoty až okolo 80 %. Výkony mohou být v širokém rozmezí a dosahovat až řádu stovek megawattů. Podle velikosti horní nádrže mohou svůj nominální výkon poskytovat řadu hodin i pár dnů. Reagovat mohou s rychlostí až v řádu desítek sekund a umožňují tak i efektivní rychlou regulaci. Podrobný přehled stavu i budoucnosti v Česku i ve světě je popsán v nedávném článku o vodních elektrárnách. My se v dalším článku cyklu o energetice hlavně u nás podíváme na jiné možnosti.

Akumulátorové baterie

Další možností je využití elektrických baterií (akumulátorů). Již v roce 1859 francouzský fyzik G. R. Planté vymyslel olověný akumulátor. Skládal se z párů olověných desek ponořených do nádoby s roztokem kyseliny sírové. Dosahují účinnosti 80 %. S jeho využíváním má technická civilizace už hodně dlouhé zkušenosti.

Akumulátory nikl-kadmiové (NiCd) a nikl-železné (NiFe) byly vynalezeny švédským vynálezcem Waldemarem Jungnerem a ty druhé zavedl do široké praxe T. A. Edison. V akumulátorech NiFe se střídají železné a niklové destičky, které jsou ponořeny do elektrolytu na bázi hydroxidu draselného. Jejich velkou výhodou je, že neobsahují olovo a kadmium, které jsou nebezpečné pro životní prostředí.

Tradiční NiCd články nepotřebují složitou řídicí elektroniku, mají dlouhou životnost a jsou spolehlivé. Jejich energetická hustota je 40 – 60 kWh/m3.Využily se v prvních systémech pro masivní průmyslové ukládání energie. Jde například o systém BESS firmy GVEA dokončený v roce 2003, který je schopen poskytnout výkon 27 MW po dobu 15 minut. Další realizací je systém na ostrově Bonaire v Nizozemských Antilách s výkonem 3 MW, který je schopen dodávat po dobu 2 minut. Ten pomáhá při regulaci zdejších větrných a solárních zdrojů. Umožňuje překlenout období při jejich rychlém výpadku, než naskočí jejich zálohy. Bateriový systém začal fungovat v roce 2010 a pomohl zde v cestě za udržitelnou energetikou.

V současné době jsou právě i z ekologických důvodů NiCd akumulátory nahrazovány zařízeními nikl-metalhydridovými (NiMH) s hustotou energie 120 kWh/m3 a lithium-iontovými (Li-Ion). Ty mají trojnásobnou hustotou energie. U lithiových baterií jde o celou sadu typů s využíváním různých chemických reakcí, které jsou všechny charakterizovány transportem lithiových iontů mezi elektrodami během nabíjecích a vybíjecích reakcí. Lithiové baterie neobsahují kovové lithium, ionty lithia jsou implementovány do struktury z jiných materiálů. Oxidy kovů nebo fosfáty s lithiem se využívají pro katodu a grafit nebo sloučenina z oxidu lithného a oxidu titaničitého pro anodu. Elektrolytem může být lithiová sůl v organickém rozpouštědle. Lithiové články se sestavují do multičlánkové baterie, která je pak schopna dodat potřebné napětí. Velmi důležitý je v tomto případě elektronický systém, který kontroluje práci a určuje její bezpečnostní parametry. Musí baterii ochránit před úplným vybitím.

První komerční Li-Ion baterie začaly vyrábět firmy Sony a Asahi Kasei. Mají obrovskou výhodu ve své flexibilitě. Vyrábí se od drobných zařízení zásobující mobily a další drobnou elektroniku přes akumulátory pro elektromobily či malé fotovoltaické instalace na střechách až po bateriová úložiště pro velkou elektroenergetiku. Ty poslední pracují až v multi-megawattové oblasti a dokáží zajistit tyto výkony po řadu hodin. Jejich účinnost přesahuje i 90 %. Mohou absolvovat až tisíce cyklů hlubokých vybití a nabití. I když omezená životnost je stále jejich jistou slabinou. Stejně jako hrozba destrukce a vzplanutí. Technologie, které zajišťují jejich bezpečný provoz, jsou stále lepší. Hustota energie je u nich okolo 300 kWh/m3. Ovšem v laboratořích se pracuje na hledání nových typů elektrolytů a vylepšeních, které by umožnily dosáhnout hodnot až 500 kWh/m3. Velmi důležité je to zvláště pro baterie pro elektromobily. Jednou z možností je například fluorový elektrolyt, který by zároveň byl nehořlavý. Což je další důležité plus pro využití v dopravě.

Velké množství lithiových akumulátoru se produkuje pro elektromobily. V posledních letech pak v bateriových úložištích, která pomáhají v regulaci sítě. To je umožněno i jejich velmi rychlou reakcí. Zatím největší sestava Li-ion baterií byla instalována v Austrálii a je připojena k síti ve větrné farmě francouzské společnosti Neoen. Dodala ji koncem roku 2017 firma Elona Muska a dokončila ji za méně než 100 dní. Její výkon je 100 MW a kapacita 129 MWh. Bateriové úložiště pomáhá vyrovnávat výkyvy sítě v Jižní Austrálii. Toto velkokapacitní úložiště je zatím výjimkou, ale zařízení s výkonem okolo 10 MW a kapacitou okolo 10 MWh jsou celkem běžná. Úspěšně pomáhají při regulaci sítě, která se musí vypořádávat se stále větším podílem fluktuujících obnovitelných zdrojů. Ovšem i další velká úložiště se připravují. Na stejném místě jako Musk chce postavit další velkokapacitní uložiště s výkonem 120 MW a kapacitou 140 MWh i britský miliardář Sanjeev Gupta. V Jižní Koreji by mělo vzniknout úložiště s maximálním výkonem 150 MW a v Kalifornii je plánovaná baterie s výkonem 200 MW.

U nás je zatím největší sestavou úložiště SIESTORAGE od firmy Siemens umístěné v Mydlovarech firmou E.ON. Jeho výkon je až 1,6 MW (i když je smlouvou o připojení omezen na 0,99 MW) a kapacita 1,75 MWh, ta se může rozšířit až na 10 MWh. Druhé úložiště nechala vybudovat společnost Solar Global ve vesnici Prakšice. To má výkon 1 MW a kapacitu 1,2 MWh. Další projekty velkokapacitních úložišť se u nás připravují. Velké úložiště by chtěl vybudovat i ČEZ.

Sodíko-sírové (NaS) akumulátory musí pracovat při teplotě mezi 300˚C až 350 ˚C, která je potřeba pro roztavení sodíku a síry. Ty mají energetickou hustotu 150 – 240 kWh/m3, tedy třikrát větší než olověné akumulátory. Původně je vyvinula automobilka Ford v šedesátých letech. Aktivními materiály jsou v tomto případě tekutá síra jako pozitivní elektroda a tekutý sodík jako negativní. Elektrody jsou oddělené pevnou keramikou na bázi sodíku a hliníku, která je zároveň elektrolytem. Tato keramika je prostupná pouze pro kladně nabité ionty sodíku. Účinnost těchto akumulátorů je velmi vysoká, typicky 89 %. Pro masové průmyslové ukládání energie se využívá hlavně v Japonsku, kde je jejich celkový instalovaný výkon zhruba 300 MW a dokáží dodávat výkon i několik hodin.

Průtočné baterie

Ty se někdy označují jako průtokové nebo tekuté. Jedná se o typ baterií, u kterých umožňují nabití a vybití reakce dvou chemických látek rozpuštěných v kapalině systému ve dvou nádržích oddělených nejčastěji membránou. V jedné je pozitivní a v druhé negativní elektrolyt. Technologie je podobná palivovým článkům i bateriím. Jednou z největších výhod je kontinuální možnost výměny elektrolytové kapaliny a její obnovování a opětné využití. Další pak, že jejich životnost je velmi dlouhá v řádu 10 000 vybíjení. Kritickou slabinou životnosti je membrána, tu však lze poměrně jednoduše vyměnit. Nevýhodou je menší hustota energie, která je v rozmezí 15 až 25 kWh/m3. Existuje několik typů těchto baterií, jde například redoxní, hybridní a bez membrány.

Název redoxní odkazuje na redukční a oxidační reakce, které stojí u podstaty procesu nabíjení a vybíjení redoxních tekutých baterií. Pravé redoxní baterie jsou ty, kdy všechny chemické komponenty aktivní v procesu nabíjení a vybíjení jsou v rozpuštěné podobě. Příkladem takové jsou vanadové redoxní průtočné baterie nebo kombinace železa a chromu. Vanadové průtočné baterie byly poprvé použity v Austrálii v roce 1986.

Hybridní systémy mají jednu ze složek v pevné podobě, jde třeba o systémy využívající zinek a bróm nebo zinek a chlór.

Velkou výhodu by měly tyto baterie při použití v elektromobilech. Místo dobíjení by se na pumpě vyměnil elektrolyt, což by z časového hlediska bylo velmi podobné tomu, jak dnes tankují benzínová a naftová auta. Sesbíraný elektrolyt by se k nabíjení dovezl do speciálních zařízení, která by odebírala elektřinu a nabíjení prováděla v době přebytku.

V případě využití pro masivní ukládání energie je jejich výhodou, že výkon i kapacita se dají zvýšit prostým zvětšením objemu nádob s elektrolytem. Pro různé aplikace tak existují systémy s výkonem mezi desítkami kilowattů až desítkami megawattů a kapacitou mezi 500 kWh až ke stovkám megawatthodin.

Největší úložiště založené na průtočných bateriích se buduje v Číně u města Ta-lien, v jehož okolí je velké množství větrných farem a není lze dostatečná kapacita vedení. Půjde o redoxní vanadové s celkovým výkonem 200 MW a kapacitou 800 MWh.

Supravodivé indukční akumulátory

Velmi zajímavá akumulační zařízení využívají supravodivost. Jde o stav, při kterém prakticky úplně zmizí elektrický odpor v látkách. V současné době existuje kromě klasické supravodivosti, která nastává při teplotách tekutého helia, i vysokoteplotní supravodivost. U některých speciálních materiálů se tak supravodivosti dosahuje už při teplotách tekutého dusíku. Vysokoteplotní supravodivost je však zatím spíše ve stádiu výzkumu než praktických aplikací. Elektrický proud se v tomto případě akumuluje v supravodivé cívce ponořené v kapalném heliu. Tam může vydržet velice dlouho. Zařízení tohoto typu se označují zkratkou SMES (Superconducting Magnetic Energy Storage).

Obrovskou výhodou této akumulace je velmi rychlá reakce, velmi vysoká účinnost a velmi malé ztráty v čase. Doba nabíjení a vybíjení je extrémně krátká a účinnost je přes 95 %. Předpokládá se, že celkové ztráty by se daly snížit až na hodnotu pod 1 %. V současnosti existuje několik malých jednotek s kapacitou v řádu několika MWh v komerčním provozu, které jsou právě pro svoji velmi rychlou reakci primárně určeny na udržování vysoké kvality dodávané elektřiny v případech, kdy je to potřeba. Testovací zařízení pak dosahují kapacity až 20 MWh.

Mechanické ukládání energie

Jednou z možností v této oblasti jsou rotující setrvačníky. Nejjednodušší verzí je upevnění co nejtěžšího setrvačníku na hřídel elektromotoru poháněného elektrickým proudem, jehož energii chceme uložit. Při odběru energie pak elektromotor pracuje jako alternátor a akumulovanou energii lze odčerpat. Tradičně se jako materiál pro setrvačníky využívala ocel a klasická ložiska. To však omezuje frekvenci otáček na několik tisíc za minutu. Kapacita však roste s kvadrátem frekvence. Moderní setrvačníky jsou z uhlíkového kompozitu, rotují ve vakuu a využívají magnetická ložiska. To jim umožňuje dosahovat až 100 000 otáček za minutu.

Setrvačníkové zásobníky založené na tomto principu jsou využívány v průmyslu pro krátkodobou rychlou regulaci. Umožňují totiž velmi rychlou reakci a velmi přesné udržování stabilní frekvence. Zvyšují tak kvalitu dodávek elektřiny pro zařízení, která jsou citlivá na změny. Krátkodobě mohou akumulovat i vydávat výkon až několik megawattů. Jejich účinnost je vysoká, lepší než 80 %. Využívají se také v případě, když potřebujeme nashromáždit značnou energii a pak po velmi krátkou dobu realizovat velmi velký výkon. Například u laserů nebo fúzních tokamaků. Výhodou těchto systémů je i jednoduchá údržba a dlouhá životnost.

V současné době se pro ukládání energie a regulaci využívají hromadněji systémy s výkonem 2 kW a kapacitou 6 kWh. Pro výkony v řádu megawattů se sestavují farmy z menších jednotek. Ty jsou pak schopné pokrývat potřeby dodávek v řádu jednotek až desítek minut. Jde tedy spíše o krátkodobější regulaci. Velmi zajímavé je jejich využití v hybridních dopravních prostředcích, kde se využívají k rekuperaci pohybové energie.

V současnosti je největší úložiště tohoto typu setrvačníková farma poblíž města Stephentown v USA. Vybudovala ji firma Beacon Power a slouží ke stabilizaci frekvence v síti v oblasti New Yorku. Její celkový výkon je 20 MW.

Akumulační elektrárny využívající stlačený vzduch

Na podobném principu jako přečerpávací vodní elektrárny fungují akumulační systémy na stlačený vzduch. Jejich anglická zkratka je CAES (Compressed Air Energy Storage). V tomto případě se do velkých zásobníků natlačí stlačený vzduch. Pokud potřebujeme hodně velký zásobník, mohou jim být dobře utěsněné podzemní prostory. Může jít o přírodní jeskyně nebo o důlní kaverny po skončení těžby. Kompresor je poháněn elektromotorem, který odebírá proud v době, kdy je elektřiny přebytek a je levná. V době drahé elektřiny naopak alternátor elektřinu vyrábí s využitím právě stlačeného vzduchu. Poprvé bylo takové zařízení uvedeno do provozu v roce 1974 v německém Huntforfu. Využívají se zde dvě solné jeskyně v hloubce mezi 600 až 800 m o celkovém objemu 150 000 m3. Tlak se mění v rozmezí od 5 do 7,5 MPa. U této elektrárny trvá fáze komprese zhruba osm hodin. Plynová turbína pak dokáže dvě hodiny dodávat do sítě výkon 290 MW. Efektivně tak může v denním režimu pracovat na vykrývání diagramu produkce a spotřeby elektřiny. Její účinnost je 42 %.

Při stlačování se vzduch ohřívá a s tímto teplem je potřeba něco udělat. Standardní vícestupňové kompresory při zvyšování tlaku z atmosférického na ukládací jej ochlazují průběžně i po stlačení. V případě klasické akumulace pomocí stlačení vzduchu se teplo uvolňuje do atmosféry a ztrácí. Při dekompresi pak je třeba dodat teplo na ohřev. V tomto případě se dosahuje účinnosti okolo 40 %. Při částečném využití vzniklého odpadního tepla se lze dostat i přes 50 %.

První elektrárnou na stlačený vzduch, která alespoň částečně dokáže rekuperovat tepelnou energii produkovanou při stlačování, je od roku 1991 McIntosh ve státě Alabama v USA. Zde šlo o solné jeskyně v hloubce mezi 450 až 750 m o celkovém objemu 538 000 m3. Elektrárna může dodávat výkon 110 MW po 26 hodin. Tlak se pohybuje mezi 4,5 až 7,6 MPa. Snížila se tak zhruba o 27 % potřeba tepelné energie na ohřev plynu. Celková účinnost stoupla na zhruba 54 %.

Naopak v pokročilejších systémech se teplo vytvořené při stlačení uchovává a využije při adiabatické dekompresi. Takové systémy se označují jako AA CAES (Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage) a významně zvyšují celkovou účinnost procesu. Mohlo by se dosahovat hodnot i přes 70 %. Na prvním demonstračním zařízení tohoto typu pracuje německá firma RWE. Projekt pod názvem ADELE. Ten by měl mít schopnost uložit až 360 MWh a maximální výkon 90 MW by tak mohl dodávat až 4 hodiny. Pro Německo je tato možnost atraktivní, protože na rozdíl od přečerpávacích elektráren, které mají vhodné podmínky na jihu tohoto státu, elektrárny na stlačený plyn by se daly budovat na severu, kde by akumulovaly elektřinu z větrných parků.

Další variantou jsou izotermické elektrárny na stlačený vzduch (I-CAES). V tomto případě se při kompresi i dekompresi vytvoří podmínky takové, aby se teplota plynu neměnila – děj probíhal izotermicky. Jednou z možností je rozprašování drobných kapiček vody v kompresním pístu během stlačování. Povrch velkého počtu kapiček je velký a voda má vysokou tepelnou kapacitu. Voda se pak ze systému odebere a uschová. Požije se při stejném ději během expanze. I tato zařízení jsou zatím v oblasti vývoje a testů. Jejich účinnost by mohla být v oblasti 70 – 80 %.

Další možností je uchování vzduchu v pružných vacích pod hladinou, které se nafukují. Vzduch tak zůstává při konstantním tlaku. Turbína se pak pohání vzduchem při vyfukování vaků. I v tomto případě jde prozatím o technologii ve stádiu výzkumu.

Existuje několik projektů ve světě, které se snaží o realizaci demonstračních zařízení. Pro velká zařízení jsou hlavní překážkou velká prvotní investice a nutnost existence vhodných geologických podmínek.

Výroba syntetického paliva P2G

Možností pro opravdu dlouhodobé vyrovnávání sezónních změn či změnách při práci větrných farem by mohla být výroba vodíku, případně následně syntetického metanu nebo složitějších uhlovodíků. Tato metoda je označovaná jako P2G (Power to Gas). Vodík nebo syntetický metan pak mohou být distribuovány pomocí existujících plynovodů, zásobníků nebo cisteren ve formě plynu nebo po zkapalnění.

Výroba vodíku

Vodík se v současné době z největší části vyrábí z fosilních paliv, ale to není případ, který by nás zajímal. Další možností je elektrolýza vody. V tomto případě stejnosměrný proud při průchodu vodou (běžně s přídavkem jiných látek pro zvýšení vodivosti) od jedné elektrody ke druhé rozštěpí chemickou vazbu mezi vodíkem a kyslíkem. Kladný vodíkový iont poté reaguje na katodě a zde se tak uvolňuje vodíkový plyn, který je zachycován a skladován. Na anodě se uvolňuje kyslík. Proces elektrolýzy probíhá za pokojových teplot a stačí pro něj pouze elektrická energie. Účinnost této výroby se pohybuje v rozmezí 80 – 92 %. Výstupem je kyslík a velmi čistý vodík. Pro výrobu 1 kg vodíku je potřeba zhruba 9 kg (litrů) vody a 60 kWh elektrické energie. Uplatnit lze nízkoteplotní alkalickou elektrolýzu s kapalným bazickým elektrolytem, která je relativně investičně nenáročná a robustní. Má však nižší účinnost a flexibilitu. Vysokou účinnost a flexibilitu má naopak kyselá elektrolýza s polymerním membránovým elektrolytem. Nevýhodou je nutnost použít platinové kovy jako elektrokatalyzátory a polymerní elektrolyt na bázi fluorové chemie. To vede k vysoké ceně.

Při vysokoteplotní elektrolýze se část energie dodává pomocí elektřiny a část v podobě tepla. Tím lze zvýšit celkovou účinnost procesu. Reakce probíhá ve vysokoteplotním elektrolyzéru při provozních teplotách od 550˚C do 950˚C. Při této teplotě je průběh elektrodových reakcí velmi rychlý a snižuje ztráty účinnosti tímto dějem. Tepelná energie nahrazuje částečně elektrickou při rozkladu vody. Do vysokoteplotního elektrolyzéru vstupuje voda ve formě páry ve směsi s vodíkem a přivádí na porézní katodu. Zde se produkuje další vodík a z katody elektrolyzéru se vodík odebírá. Je třeba zmínit, že metody elektrolýzy jsou zatím ve stádiu výzkumu a zkušebních provozů.

Je možné také využít termochemické reakce, kdy produkují vodík chemické reakce při vysokých teplotách. V cyklu chemických reakcí se produkty a reaktanty vzájemně recyklují. Výhodou oproti přímému termickému rozkladu vody je, že zde lze efektivního rozkladu vody na vodík a kyslík dosáhnout při nižších teplotách, pod 1000˚C. Konečnými produkty jsou opět vodík a kyslík.

Vodík lze produkovat i foto-elektrochemickým procesem, který funguje na základě přeměny světelné energie na elektrickou energii v článku obsahujícím dvě elektrody. Ty jsou ponořeny do elektrolytu tvořeného vodou. Jedna z elektrod je polovodičová a je schopna konvertovat světelné záření na nosiče náboje. Opět tak dochází v konečném důsledku k produkci plynného vodíku na katodě a kyslíku na anodě. Dále je možné využít řadu biologických procesů a organismů, které dokáží organickými procesy produkovat vodík. To jsou však metody, které se našeho tématu ukládání energie dotýkají spíše okrajově.

Produkovaný vodík pak může mít velmi široké uplatnění. Je však třeba vyřešit problém s jeho skladováním, distribucí a samotným využitím. Při skladování narážíme na problémy s některými vlastnostmi tohoto plynu. Jde o velmi lehký plyn s malými molekulami. Proniká tak řadou materiálu. Zároveň tak jeho zásobníky musí být větší než třeba u zemního plynu. Často se to řeší větším tlakem, při kterém se vodík skladuje. Při potřebě skladovat větší množství může být vhodné i zkapalnění, i když je u něj potřeba velmi nízké teploty. Při normálním tlaku je teplota zkapalnění vodíku -253˚C. Další variantou, která se dá využít, je uskladnění ve formě hydridů kovů.

V současné době se nejčastěji využívají vysokotlaké nádoby z nízkouhlíkové oceli bez svarů, je přechováván pod tlakem okolo 20 MPa. Kompozitní materiály s vnitřní speciální kovovou nebo polymerní vrstvou umožňují tlaky až 45 – 70 MPa. Velice perspektivní je i uskladňování v kapalné formě s využitím dvoustěnných kovových nádob, u kterých je mezi stěnami vakuum. Vnitřní nádoba, ve které je kapalný vodík, má několik vrstev, které tvoří co nejdokonalejší tepelnou bariéru. Jako velmi výhodná, bezpečná metoda s velkou kapacitou uskladnění se zdá skladování vodíku v hydridech kovů. Může jít o intersticiální hydridy kovů, aktivované prášky bohaté na hořčík nebo komplexní hydridy lehkých kovů. Nižší skladovací tlaky a zvýšenou bezpečnost přinášejí i metody skladování v porézních materiálech. Dají se využít uhlíkaté struktury v podobě uhlíkových nanotrubic nebo nanovláken. Dalšími vhodnými porézními materiály mohou být aerogel a zeolit.

Vodík pak lze využít pomocí palivových článků, které využívají elektrochemickou reakci pro přímou přeměnu energie ukryté ve vodíku na elektřinu bez spalování. Reakce probíhá mezi vodíkem a kyslíkem za přítomnosti elektrolytu. Účinnost palivových článků se pohybuje v rozmezí přibližně 40 – 80 %. Je také možné využít vodík jako palivo ve spalovacích motorech. Zde jsou účinnosti podobné těm u konvenčních benzínových motorů. Nevýhodou vodíkových spalovacích motorů je oproti palivovým článkům vznik emisí NOx při spalování.

Produkce syntetického metanu

V tomto případě se produkovaný vodík využije pro produkci plynu. Jednou z možností je přidávání do zemního plynu. Pokud to je v příměsi do 2 % objemového podílu, neovlivní to spalovací vlastnosti plynu. Stejně tak lze přidávat vodík do plynu z bioplynové stanice. Zase v odpovídajícím podílu.

Další pak je reakce vodíku s oxidem uhličitým a vytvořením syntetického zemního plynu, tedy metanu. Při metanizaci dochází ke sloučení vodíku a oxidu uhličitého za vysokého tlaku a teploty pomocí Sabatierovy reakce. Jestliže účinnost výroby vodíku elektrolýzou dosahuje až 80 %, následná účinnost výroby metanu se pohybuje za nejpříznivějších okolností až okolo 90 %. Celý proces výroby metanu tak dosahuje účinnosti okolo 70 %. Účinnost celkového procesu akumulace je pak dána účinností spalování syntetického paliva a účinnost konverze na energii elektrickou.

V současné době se intenzivně pracuje na rozvoji těchto metod. Zatím však jde o výzkumné studie a testovací provozy. Existuje sice několik typů sériově vyráběných automobilů na vodík. Ovšem jen v málo místech je dostatečná infrastruktura, aby se provozovaly standardně jako klasické benzínové. Klíčovým problémem je rozvoj infrastruktury a ekonomická výroba vodíku.

Výzkum využití vodíku probíhá v Česku intenzivně v ÚJV a.s., který se podílí i na testovacím provozu jediného autobusu na vodík v naší zemi.

Ukládání tepla

Energii je také možné uložit v podobě tepla nebo chladu. Takovou možnost velmi často využívají sluneční tepelné elektrárny, které k tomu využívají velmi často tekuté soli nebo organické oleje. Jinou možností je výroba ledu pro chladicí systémy v době, kdy je přebytek elektřiny.

Akumulace do roztavených solí využívá latentní teplo, které je nutné látce odebrat nebo dodat při přechodu z jednoho skupenství na druhé. Přebytek energie je na začátku využit pro roztavení tekutých solí a zvýšení jejich teploty. Teplo uložené v této podobě se pak využije pro pohon turbíny nebo k jiným účelům. Ze solí se nejčastěji využívá eutektikum dusičnanu sodného a draselného. Může to však být i řada jiných materiálů, které nejsou solemi. A to i organické, mezi které patří parafinové vosky nebo některé mastné kyseliny.

Vhodné materiály musí mít vysoké měrné skupenské teplo tání, musí mít vhodný bod tání, velkou tepelnou vodivost, při změně skupenství nesmí moc měnit objem a tlak, musí vydržet dlouho bez ztráty podstatných vlastností, důležitá je netoxičnost a nehořlavost a neměly by působit korozi. Právě na tuto oblast je zaměřena Laboratoř skladování energie v rámci programu AV21 Akademie věd České republiky. Zkoumá termomechanické vlastnosti potenciálně vhodných materiálů.

Další možností je využít přebytečnou energii do zkapalnění vzduchu jeho stlačením a ochlazením na teplotu -196˚C. Ten se pak uchovává v kovových tancích. Pokud je potřeba vyrobit elektřinu, ohřeje se a svou expanzí vytváří mechanickou práci, která se využije pro pohon turbíny. Pilotní zařízení se nachází u města Bury nedaleko Manchesteru. Postavila jej firma Highview Power a má výkon 5 MW. V případě úspěchu se rozšíří až na 100 MW.

Využití komprese a expanze plynu je i v systému přečerpávání tepla, anglicky PHES (Pumped Heat Electrical Storage). Využívá se dva obrovské zásobníky vyplněné štěrkem. Přebytečná energie pohání tepelné čerpadlo, které stlačuje a zahřívá plyn argon. Mezi zásobníky tak vytváří tepelný rozdíl. V jednom je 500˚C a v druhém -160 ˚C. V době nedostatku energie funguje čerpadlo jako tepelný motor. Argon expanduje, ochlazuje a vyrábí elektřinu. Účinnost takového systému se pohybuje v oblasti mezi 72 – 80 %.

Existuje celá škála možností, jak využít přebytečnou elektřinu k ohřevu vody, elektrovytápění či předehřátí budov. Je možné také využít elektřinu ke chlazení a zmíněné výrobě ledu. Všechny tyto činnosti lze posunout do období přebytku elektřiny a využít pro vyrovnání denního diagramu.

Závěr

I z uvedeného přehledu, který není úplný, je vidět, že existuje řada možností, jak v dané chvíli vyrovnávat fluktuace v síti pomocí akumulace energie a také, jak uložit dlouhodoběji přebytečnou energii a využít ji v době, kdy je jí nedostatek. Velkokapacitní úložiště se dají využít pro rychlou regulaci a udržování vysoké kvality elektřiny v síti. V této oblasti se využívají setrvačníky, baterie i přečerpávací elektrárny. Zvláště v oblasti rozvoje Li-Ion baterií probíhá v posledních letech extrémně rychlý rozvoj, který významně zlepšuje jejich kvalitu i snižuje cenu. Druhou oblastí je dlouhodobější uložení energie. Z hlediska vykrývání malých decentralizovaných zdrojů nabývají stále většího významu zmíněné akumulátorové baterie. Velice rychle tak přibývají kombinované sestavy střešních fotovoltaik a akumulátoru. Ve vhodných podmínkách se dostávají do oblasti grid parity. V oblasti baterií lze očekávat poměrně rychlé snižování ceny a zlepšování parametrů s růstem masovosti jejich výroby.

V masivním ukládání zatím pořád vedou přečerpávací elektrárny. Jejich hlavním problémem je závislost této možnosti na geografických podmínkách a ekologické dopady stavby nových vodních nádrží. Proto mají stále větší význam bateriové sestavy, které už také dokáží ukládat a dodávat výkony v řádu stovek megawattů i po řadu hodin. Velkokapacitní úložiště využívající stlačený plyn mají sice možná podobný potenciál jako přečerpávací elektrárny, ale zatím existují ve světě pouze dvě.

Velký potenciál pro sezónní ukládání by mohly mít metody P2G, ať už výroba vodíku nebo jeho využití pro výrobu syntetického metanu. V tomto případě by se daly využít do značné míry i současné distribuční soustavy. Přesto je zatím tato cesta pouze ve fázi výzkumu a hledání nejlepších variant, které by umožnily její efektivní a ekonomické využívání. Kdy bude alespoň některá z možností připravena pro masové využití, je otevřená otázka, ale určitě bude potřeba ještě řada let.

Hlavním problémem je, že popisované systémy energii pouze akumulují a nevyrábějí. Jejich cena tak musí být pokryta rozdílem ceny ze sítě odebírané a do sítě dodávané nebo platbou za jiné služby, které je schopno velkokapacitní uložiště poskytnout. Navíc účinnost cyklu uložení a dodávky nikdy není stoprocentní. I když často bývá vysoká, přes 70 % i 80 %, dochází ke ztrátám. Kromě zvyšování účinnosti je velice důležité prodlužování životnosti zařízení. Investice do něj se totiž musí během ní zaplatit i s příslušným ziskem.

Z ekonomického hlediska jsou pro akumulační zdroje nejvhodnější dva režimy práce. Prvním je rychlá regulace a udržování kvality sítě. V tom případě jsou tyto zdroje placeny za takové služby bez ohledu na konkrétní průběhy dějů v síti. Druhý je případ, kdy vykrývají pravidelné špičky či minima v denním diagramu, které vedou k dostatečným rozdílům v cenně silové elektřiny. Zisk je pak dán právě tímto rozdílem. V tomto případě je důležitá pravidelnost těchto změn. To nastává při vyrovnávání jaderných elektráren, které běží na stejném výkonu a akumulační elektrárny vyrovnávají denní diagram, nebo v případě nutnosti vyrovnání denního diagramu při využívání fotovoltaických elektráren. V těchto situacích pracuje a vydělává akumulační elektrárna v pravidelném cyklu každý den. Jiná je situace v případě využívání větrných zdrojů. Zde může foukat řadu dní a pak zase řadu dní je bezvětrno. Pracovní režim úložiště energie je tak jiný a může to vést k tomu, že přestane být rentabilní. To je například i důvod, proč v Německu došlo v minulých letech k pozastavení projektů přečerpávacích elektráren, které se plánovaly.S tímto problémem se budou muset vypořádat všechny projekty, které nejsou zaměřeny na krátkodobou regulaci a podporu kvality elektřiny v síti.

Masivnější zavádění těchto velkokapacitních úložišť se musí také vypořádat s dalším faktem. Jejich rozšiřování vede k vyhlazování denního diagramu a snižování rozdílu cen mezi minimem a špičkou. Tato zařízení se tak vzájemně kanibalizují, což může vést k problémům v případě, kdy se například přežene jejich podpora.

Na závěr je třeba připomenout, že regulaci lze provádět a také se uskutečňuje snižováním i zvyšováním výkonu na straně zdrojů nebo snižováním či zvýšením spotřeby na straně odběratelů. V této oblasti, která není diskutována v tomto článku, existuje celá řada možností a je zde značný potenciál.