Polska ma unikalną szansę uniknięcia problemów, z którymi aktualnie konfrontują się Niemcy, w związku z zaspokajaniem potrzeb energetycznych kraju przez odnawialne źródła energii - pisze Randy Mott, założyciel Polskiego Stowarzyszenia Magazynowania Energii
Powszechnie wiadomo, że gdy nieciągłe źródła energii odgywają dużą rolę w zasilaniu sieci, kładzie się większy nacisk na te technologie, które umożliwiają chwilowe oraz stopniowe zwiększanie mocy. Elektrownie węglowe są niedoskonałe w stopniowym zwiększaniu mocy oraz bardzo słabe w chwilowym, ponieważ wymagają wysokiego stopnia utylizacji w jak najdłuższych odcinkach czasowych, aby pozostać ekonomicznie opłacalnymi. W związku z tym, Polska jest bardziej podatna na niedopasowanie popytu i podaży od wielu innych krajów. Jest to jeden z głównych problemów, nad którymi debatuje polski rząd w związku z nową ustawą OZE.
Do tej pory, różne wersje prawa w żaden sposób nie zajmowały się magazynowaniem energii. Termin ten nawet nie zawsze pojawia się w różnych wersjach ustaw. Magazynowanie energii jest postrzegane jako niezbędne do zniwelowania luki w dostawach energii. Komisja Europejska, Dyrekcja Generalna ds. Energii w zeszłym roku przedstawiła znaczenie i rolę magazynowania energii:
Magazynowanie energii zapewnia większą elastyczność i balans w sieci zasilającej, zapewniając wsparcie dla nieciągłych źródeł odnawialnych. Lokalnie może to zapewnić redukcję kosztów, poprawę efektywności i poprawić zarządzanie siecią dystrybucji. W ten sposób można złagodzić wprowadzanie na rynek odnawialnych źródeł energii, przyspieszyć dekarbonizację sieci elektrycznej, poprawę bezpieczeństwa i efektywności przesyłu energii elektrycznej (zmniejszenie nieplanowanych przepływów pętlowych, przeciążeń sieci, wahań napięcia i częstotliwości), stabilizację rynku ceny energii elektrycznej, przy jednoczesnym zapewnieniu wysokiego bezpieczeństwa dostaw energii.
Graficzna ilustracja przedstawiająca korzyści z magazynowania energii:
Dalsza część tekstu w języku angielskim:
As the July 2014 version of the new RES law is debated and amended, it needs to address energy storage, at least in a preliminary manner. Right now, if intermittent renewable energy producers store electricity either to smooth very short-term fluctuations or to address peak/off-peak concerns, the stored energy is not clearly covered by the support scheme. So a RES facility would have to store electricity when it could be sold at a premium and re-introduce to end-users at a lower price without RES support. This is a totally illogical and unwise situation.[1]
Clearly, energy stored from RES sources covered by the support system should receive at least the same level of support when it is released for use. Any other approach makes energy storage, which is vital to the future system, impossible at inception. The European Commission makes the point: “It is important to ensure that electricity from RES keeps its RES label, even if it has been stored before the final consumption. Possible feed in tariffs should not be affected by intermediate storage.” DG Energy Working Paper. A more logical system would place a premium on off-peak electricity generated and stored to be discharge during peak hours. Besides helping RES producers, this would reduce the aggregate difference between peak and off-peak demand and increase the utilization rate of the traditional fossil-fuel energy plants.
A bigger market lesson can also be drawn upon from the emerging energy storage sector. The California Energy Storage Alliance, operating in the most advanced energy storage market in the world, reported earlier this year that a 40% differential between peak and off-peak electricity rates can make energy storage with today’s technologies economically viable. [Janice Lin, California Energy Storage Alliance, Energy Storage- Europe conference, March 24, 2014]. This is, of course, only true if the facility can receive the higher peak rate differential. Under a feed-in tariff as proposed in Poland for winners of the auctions, there is only one rate envisioned and no financial incentive for storage and discharge during peak hours. A means to finance investment in energy storage is essential and failing to utilize the natural market mechanism seems to be extremely short-sighted.
Multiple technologies are now available to provide for energy storage on different scales and with different temporal capacities. The appropriate system varies with the application, whether it is to even short-term fluctuations or to reduce peak/off-peak peaks and valleys. The Polish system is typical in that it is very inefficient due to the need to have capacity for peak hours and seasons, which is unused the rest of the time. See chart from URE data:
URE website, Load of the Polish Power System from Jan. 2011 to July 2014.
Technology exists to reduce this "wild ride" as well as to smooth shorter term variations. These systems include advanced lithium ion and other battery systems, fly wheels, compressed air, traditional pumped hydro, and other innovative solutions. The Edison Electric Power Research Institute reported a benefit to cost ratio over one for nearly every technological scenario. “Cost-Effectiveness of Energy Storage in California,” Application of the EPRI EnergyStorage Valuation Tool to Inform the California Public Utility Commission Proceeding R. 10-12-007 3002001162 (2014). The recognized need for energy storage occurs at each level of the energy network, as illustrated by DG Energy’s schematic:
The ability to differentiate between peak and off-peak prices can provide a key incentive to provide energy storage capacity in the integrated electrical system, especially at the pre-grid distribution level. See above graphic.
We are working now to formalize the Polish Energy Storage Association and to hopefully start a constructive dialogue immediately with the Polish Government on how to provide the preliminary support for this essential sector. It will be necessary to obtain cooperation from all of the interested energy storage technology providers, and other stakeholders to achieve the right solutions.
[1] For biogas, the storage can be in the form of methane and it can be used to generate additional power during peak hours. This is an unusual characteristic for renewables, but requires that a higher price be charged to finance the additional storage and generation capacity. This can be done under the current Green Certificate system, which allows direct sales, but will be lost under the auction system that requiring one flat rate for grid sales.
