Na úvod je vhodné zdůraznit, že tento článek v širším kontextu navazuje na první díl, který se podrobněji zabýval strukturou výrobního mixu budoucí německé elektroenergetiky, a druhý díl, který se věnoval ekonomickým aspektům integrace OZE, tak jak byly popsány ve zprávě Deutsche Energie-Agentur (DENA) o integraci obnovitelných zdrojů v rámci německého a evropského trhu s elektřinou.
Budoucí vývoj německé elektroenergetiky z pohledu akumulace elektřiny
V předchozích dílech jsem se snažil čtenáře upozornit na skutečnost, že integrace OZE do energetického mixu je velmi těsně podmíněna technickou a ekonomickou dostupností technologií pro akumulaci velkých množství elektřiny, jejichž masové průmyslové nasazení by umožnilo efektivněji přizpůsobovat kolísavou výrobu OZE (především větrných a fotovoltaických elektráren) aktuální spotřebě.
Základní technické souvislosti nejsou v principu složité. V případě výstavby gigantických kapacit OZE s klimaticky závislou výrobou, což je již nyní reálnou německou skutečností, se síťoví operátoři musí principiálně vypořádat s dvěma provozními stavy. Prvním je dostatečně rychlá náhrada výpadku výroby v OZE v nepříznivých klimatických podmínkách. Tento stav je v současné době běžný a je řešen provozem regulačních zdrojů popř. najížděním záložních zdrojů (např. plynových elektráren při poklesu výroby z FVE resp. VtE). Ovšem se stoupajícím instalovaným výkonem OZE bude čím dál tím častěji docházet k opačnému extrému, tj. „nadvýrobě“ OZE výrazně překračující aktuální spotřebu.
Odkazovaná studie DENA uvádí, že již od r. 2020 bude v Německu docházet k situacím, kdy OZE budou v určitých hodinách roku vyrábět více elektřiny, než bude elektrizační soustava aktuálně schopna spotřebovat resp. exportovat do zahraničí. Přesněji řečeno, k tomuto stavu občas dochází již nyní, ovšem nikoliv z důvodu faktické neupotřebitelnosti vyrobené elektřiny, nýbrž z důvodu nedostatečně dimenzovaných přenosových sítí pro její přepravu z místa výroby do místa spotřeby. Pokud by nebyla problematika akumulace elektřiny zásadně řešena, tak by se situace postupně zhoršovala a v r. 2050 by výroba v OZE překračovala spotřebu v průběhu 43% roku, souhrnně by ročně vyprodukovala „nadbytečných“ 66 milionů MWh a v období „špičkové nadvýroby“ by překračovala poptávku až o 70 GW, což odpovídá výkonu 70 bloků JE Temelín. Je zřejmé, že uvedené hodnoty jsou technicky zcela absurdní (jiný výraz mě momentálně nenapadá) a jediným řešením německých síťových operátorů by bylo vskutku masové a dlouhodobé vypínání OZE, což by ekonomice jejich provozu zasadilo další těžkou ránu.
Pro německou odbornou veřejnost samozřejmě nejsou uvedené informace naprosto žádným překvapením. Nezbytnost souběžného budování OZE a akumulačních kapacit pro stabilizaci elektrizační soustavy byla opakovaně zdůrazňována již v době počátečních úvah o odstoupení od jaderné energetiky a přechodu německé energetiky k OZE, tj. již za první vlády SPD a Zelených pod vedením kancléře Gerharda Schrödera (tj. od r. 1998). Ovšem proces odstoupení od jaderné energetiky byl od počátku v režii politiků či spíše ideologů. A ideálním parametrem pro mediální exhibici a ideologické zpracovávání veřejnosti bylo a doposud je procentní zastoupení OZE na celkové výrobě elektřiny. Tomuto adorovanému číslu byla podřízena německá energetická politika posledních čtrnácti let, včetně systému legislativní a ekonomické podpory. Stávajícím výsledkem této politiky v Německu je instalace cca 55 000 MW ve větrných a fotovoltaických elektrárnách, jejichž „uplatnění na trhu“ muselo být legislativně vynuceno režimem přednostních dodávek elektřiny do sítě, navíc za úředně stanovené ceny výrazně odlišné od cen tržních.
Řešení popsaného technického problému je v principu velice jednoduché. Aby mohly OZE vyrábět dle aktuálních klimatických podmínek a nebylo nutné je „brutálně“ vypínat, musí být vybudovány systémy akumulace elektřiny. Je nutné si však uvědomit gigantické měřítko již stávajících OZE. Pro orientační představu: akumulace jedné hodiny výroby stávajících větrných a fotovoltaických elektráren v Německu (55 000 MWh) vyžaduje cca 13 přečerpávacích elektráren o velikosti Dlouhých Strání (čerpací provoz 2 x 312 MW x cca 7 hod.). Pro jistotu připojuji dovětky, že se jedná o čistě teoretický příklad s hodinovou výrobou OZE se 100% instalovaným výkonem, přičemž výsledná účinnost cyklu elektřina – voda – elektřina činí v tomto případě cca 75%.
Je zřejmé, že před Němci stojí úkol vskutku biblických rozměrů. Jakým způsobem jej chtějí řešit? Jednou ze studovaných koncepcí v rámci DENA je projekt „Power to Gas“, jehož cílem je využívat „přebytečnou“ elektřinu z OZE k výrobě syntetického zemního plynu (metanu), což by umožnilo vytvořit flexibilní propojení mezi prozatím dvěma nezávislými segmenty energetiky, tj. elektroenergetikou a plynovou energetikou
Koncepce „Power to Gas“
Technická koncepce předpokládá využití „přebytečné“ elektřiny z OZE k elektrolýze vody, tj. k výrobě vodíku. Vodík v tomto případě není cílovým produktem, nýbrž „transformačním médiem“, které je následně využito k výrobě syntetického metanu.
Teoretická východiska k výrobě syntetického metanu (CH4) exotermní reakcí kysličníku uhelnatého (CO) a kysličníku uhličitého (CO2) s vodíkem (H2), za zvýšeného tlaku a teploty s využitím katalyzátoru na bázi niklu, položil již v r. 1902 francouzský chemik Paul Sabatier.
Pro účely víkendového informativního blogu opusťme nyní studium chemie a prezentujme si ideové schéma konceptu „Power to Gas“. Autorům z DENA se podařilo shrnout problematiku do jednoduchého ilustrativního obrázku, který snad nepotřebuje další podrobnější komentář:
Koncepce „Power to Gas“
Zdroj: DENA
Legenda:
Schwankende Stromerzeugung aus erneubaren Energien – kolísavá výroba elektřiny z OZE
Elektrolyse – elektrolýza vody (výroba vodíku)
Methanisierung – metanizace (syntetická výroba metanu)
Erdgasnetz – síť zemního plynu
Gasspeicher – zásobník plynu
Industrielle Nutzung – průmyslové využití
Mobilität – doprava (zde vozidla na H2)
Stromerzeugung – výroba elektřiny
Wärmeversorgung – zásobování teplem
Hlavním záměrem projektu „Power to Gas“ tedy je „transformace“ aktuální „nadvýroby“ elektřiny z OZE do formy metanu resp. zemního plynu, pro který je již historicky vybudována rozsáhlá technologická infrastruktura, včetně přenosových a skladovacích kapacit, a v době odběrové špičky vyrábět ze skladovaného plynu zpět elektřinu (např. s využitím paroplynového cyklu) popř. teplo.
Pro fajnšmekry si neodpustím několik technických údajů získaných z nejrůznějších volně dostupných zahraničních zdrojů:
- celková účinnost transformace elektřina – plyn: cca 50-60%
- složení přívodního plynu: 20% obj. CO2 / 80% obj. H2
- složení výstupního plynu (po separaci vody): 90% obj. CH4, 5% obj. CO2, 5% obj. H2 (splňuje specifikaci pro doplňování do systému zemního plynu)
- technologické teploty (Sabatierova reakce): 250 – 700°C
- katalyzátory: 1) na bázi niklu s promotory a stabilizátory na bázi oxidu hlinitého a oxidu zirkoničitého; 2) na bázi ruthenia
- na výrobu 1t syntetického CH4 (SNG) je potřeba: 2,7 t CO2 (1400 Nm3), 0,5 t H2 (5600 Nm3)
- při výrobě 1t SNG vznikne: 2,2 t vody
„Power to Gas“ a technické problémy versus představy environmentálního hnutí
Koncepce Power to Gas a technologie metanizace jsou z pohledu laické veřejnosti natolik „nové“, že ještě hromadně nepronikly do masového environmentálního hnutí a spíše se diskutují na akademické úrovni. Nicméně v Německu doba „mediálního objevování“ započala již před několika lety a například v diskuzích o státní energetické koncepci české environmentální kruhy velmi rády a často hovořily o naprosté zaostalosti české technické sféry, která „staví energetiku na technologiích minulých padesáti let“, s odkazem např. na koncepce typu „Power to Gas“. Vzhledem k tomu, že se mezi zmiňované „konzervativce“ sám počítám, dovolím si připomenout některé skutečnosti.
Koncepce „Power to Gas“ se v současné době nachází ve fázi demonstračních a pilotních zařízení malých výkonů (myšleno z pohledu „velké“ energetiky). Ostatně jedním z řady demonstračních zařízení v rámci projektu je i tzv. „hybridní elektrárna“ v Prenzlau, o níž jsem psal na blogu v říjnu loňského roku.
Faktem je, že jednotlivá vývojová pracoviště zápasí s celou řadou technických, technologických a materiálových problémů. Například stávající technologie elektrolyzérů mají velké potíže s dynamikou výroby odvislou od proměnlivého výkonu OZE, což má značný dopad na životnost a spolehlivost funkce jednotlivých komponent. Celou řadu obtíží doposud přináší „vodíková mezitechnologie“, ačkoliv vodíkové systémy jsou vyvíjeny již několik desítek let a jsou přenášeny všechny pozitivní zkušenosti z automobilového průmyslu. Problémy jsou rovněž se zajištěním dlouhodobého a stabilního provozu metanizačních jednotek a odolností katalyzátorů. Hodně prací musí být rovněž provedeno na straně plynových sítí, např. z hlediska možného zvyšování obsahu vodíku v zemním plynu, což samozřejmě obecně souvisí s problematikou bezpečnosti koncových uživatelů.
První „průmyslové“ jednotky „Power to Gas“ malých výkonů by měly být snad nasazovány v dekádě 2020 – 2030. Dosavadní zkušenost nás učí, že v energetice se časová prodleva mezi nasazením prvních (zdůrazňuji již technologicky a ekonomicky ověřených) technologií a širokým „globálním“ nasazením pohybuje obvykle v řádu více desítek let. Nicméně za projektem stojí například EnBW, E.ON, GAZPROM, GDF SUEZ, RWE, Siemens, Volkswagen, takže disponuje dostatečnými materiálními, technologickými, lidskými a informačními zdroji, aby mohl být v následujících desetiletích dokončen a případně implementován.
Na závěr je vhodné zdůraznit, že v reálné technické praxi obvykle neexistují žádné "úžasné" technologie přinášející jen a pouze pozitiva. Případné zavedení projektu "Power to Gas" s sebou samozřejmě ponese vskutku gigantické a doposud nevídané investiční náklady, které budou muset být uhrazeny, přičemž výraznou část zřejmě bude muset nést německý stát, ovšem také i koncoví spotřebitelé. Rovněž tak je otázkou, jak se v příštích letech na celém projektu podepíše nadcházející „fosilní renesance“ vyvolaná celosvětově vzrůstající těžbou břidličného plynu.
Petr Nejedlý
