Sprzężenie europejskich sieci elektroenergetycznych z infrastrukturą gazową może stać się kolejnym krokiem w kierunku gospodarki obiegu zamkniętego. Sięgnięcie do przemysłowych instalacji, wytwarzających gaz syntetyczny, jest kluczem do pogłębionej integracji odnawialnych źródeł energii oraz redukcji śladu węglowego związanego z wykorzystaniem gazu ziemnego. Wyliczając korzyści z połączonego działania systemów, szybko dojdziemy do wniosku, że jeden dodać jeden to więcej niż dwa – pisze Patryk Rojek, współpracownik BiznesAlert.pl, Koło Naukowe SKNE Energetyki Szkoła Główna Handlowa w Warszawie.
Integracja systemów
Podstawowym problemem alternatywnych źródeł energii jest ich niestabilna charakterystyka pracy. Wartość energii generowanej przez elektrownie wiatrowe, wodne oraz instalacje fotowoltaiczne jest uzależniona od warunków pogodowych, których prognozowanie obarczone jest niepewnością. Rzutuje to na system elektroenergetyczny, dla którego podstawowym warunkiem prawidłowego funkcjonowania jest równoważenie się popytu z podażą w każdym momencie pracy. Lokalne niedopasowanie wartości chwilowej mocy, wymaga eksportu lub importu z innego punktu sieci bądź wykorzystania magazynu energii, np. elektrowni wodnych, akumulatorów litowo-jonowych. Co więcej, wysokie wykorzystanie źródeł alternatywnych w krajowych strukturach wytwarzania pociąga za sobą potrzebę zachowania odpowiedniego poziomu rezerwy mocy w systemie na wypadek długotrwałych niekorzystnych warunków atmosferycznych. Niska generacja ze źródeł odnawialnych powinna zostać uzupełniona innymi źródłami wytwórczymi, aby system elektroenergetyczny mógł działać nieprzerwanie. Przy krótkim horyzoncie czasowym znaczenie ma również dostępność rezerw regulacyjnych (regulacja pierwotna, wtórna oraz trójna).
Odpowiedzią na wymienione bolączki jest integracja z europejskim sektorem gazowym, który charakteryzuje się większą elastycznością oraz zdolnością do efektywnego magazynowania dużej ilości energii. Elastyczność systemu elektroenergetycznego, czyli zdolność do bilansowania wytwarzania i odbioru energii w różnych przedziałach czasowych, po sprzężeniu z siecią gazową może ulec znacznej poprawie. W czasie zbliżonym do rzeczywistego, instalacje wykorzystywane do produkcji gazu syntetycznego będą dopasowywały swój pobór mocy do zmieniającej się generacji ze źródeł odnawialnych. Obecnie do tych celów wykorzystujemy m.in. elektrownie szczytowo-pompowe, magazyny sprężonego powietrza oraz baterie. Dostępne technologie pozwalają na efektywną pracę przy zmiennym współczynniku użytkowania mocy zainstalowanej. Wyprodukowany gaz może zostać następnie wykorzystany w ogniwach paliwowych czy też turbinach gazowych w celu pokrycia zapotrzebowania w okresie niedostatecznej dostępności mocy ze źródeł alternatywnych, wtłoczony do sieci gazowej lub zbiorników, które następnie zostaną wykorzystane na potrzeby tankowania pojazdów. W okresie długim, przy sezonowych niedoborach mocy wiatrowej lub słonecznej, podziemne magazyny gazu posłużą jako rezerwa paliwa na potrzeby generacji energii elektrycznej.
Odnawialny gaz syntetyczny
W szerokim ujęciu, zjawiska zachodzące wskutek przepływu prądu przez elektrolit nazywamy elektrolizą. Proces ten kojarzony jest najczęściej z wytwarzaniem wodoru z wody. Elektroliza, opisana ilościowo już w pierwszej połowie XIX w. przez M. Faraday’a, dopiero dziś znajduje szansę na szeroką komercjalizację w przemyśle. Czynnikiem pozwalającym na rozpowszechnienie tak energochłonnego procesu jest rozwój odnawialnych źródeł energii, które w okresach nadprodukcji są w stanie zagwarantować odpowiednio niską cenę energii na rynkach hurtowych.
Komercyjnie dostępne instalacje wykorzystują obecnie dwie technologie: elektrolizę wody alkalicznej (ang. Alkaline Electrolysis, AEL) oraz elektrolizę z membraną polimerową (ang. Polymer Electrolyte Membrane, PEM). Pierwszy sposób wytwarzania jest dojrzałą, dobrze opanowaną technologią – koszt jednego kW mocy zainstalowanej wynosi około 1000 euro. Istotnym mankamentem elektrolizerów typu AEL jest ograniczona elastyczność. Wznowienie produkcji po zatrzymaniu może trwać od 30 do 60 minut, dlatego też rozpoczęto poszukiwania lepszych metod produkcji. Bardziej elastyczne instalacje, również dostępne komercyjnie, wykorzystują membranę polimerową. Ze zdecydowanie lepszą charakterystyką pracy wiąże się, niestety, krótszy czas życia urządzenia oraz dwukrotnie wyższa cena. Aktualnie trwają prace nad komercjalizacją elektrolizerów wykorzystujących tlenki stałe (ang. Solid Oxide Electrolysis, SOEC). Technologia SOEC cechuje się wyższą sprawnością, niższymi kosztami materiałów oraz możliwością pracy jako ogniwo paliwowe.
Wyprodukowany wodór może zostać wykorzystany jako paliwo dla pojazdów, ogniw wodorowych lub źródło ciepła dla przemysłu. Może również posłużyć jako surowiec w procesie wytwarzania biometanu, który umożliwi dekarbonizację sektora gazowego. Metanizacja to proces łączenia H2 ze źródłem węgla, najczęściej CO lub CO2, w którym produktem końcowym jest metan (CH4). Obecnie trwają prace nad dostosowaniem dobrze znanego procesu otrzymywania gazu, wykorzystującego katalizator niklowy (ang. catalytic methanation) do zmiennej dostępności mocy odnawialnych. Równolegle opracowywana jest metanizacja wykorzystująca mikroorganizmy – jednokomórkowe organizmy z rodziny Archaea. Biometan wytwarzany jest w warunkach beztlenowych, w roztworze wodnym o temperaturze w przedziale 20-70°C. Proces biologicznego uzyskiwania gazu jest bardziej elastyczny i umożliwia pracę przerywaną, a czystość gazu pozwala na bezpośrednie wprowadzenie do sieci.
Dwa nośniki, jeden system
Potencjał związany z Power-to-Gas został zauważony przez struktury europejskie – plan rozbudowy europejskiej infrastruktury przesyłowej, Ten-Year Network Development Plan, zawiera wzmianki o szansach związanych z nową technologią. Europejskie Stowarzyszenia Operatorów Sieci Przesyłowych (ENTSO-E oraz ENTSO-G) wspólnie analizują potencjalny wpływ sprzężenia systemu elektroenergetycznego oraz sektora gazowego. Wskazują, że integracja może być szczególnie przydatna przy poprawie bezpieczeństwa energetycznego oraz zmniejszaniu kosztu dekarbonizacji wysokoenergetycznych nośników energii. Niemniej, aby efekt był zauważalny, na początku lat 30. XXI wieku moc zainstalowana urządzeń Power-to-Gas powinna zbliżyć się do gigawatów. Wymaga to natychmiastowych działań mających na celu rozwój nowych instalacji przemysłowych, aby wykorzystać efekt ekonomii skali.
