EN
Quick Links
Współczesne sieci energetyczne zwiększają stosowanie połączonych instalacji solarnych z magazynowaniem energii, gdzie panele słoneczne współpracują z bateriami litowo-jonowymi lub systemami baterii przepływowych. Główne założenie jest proste – magazynowanie nadmiaru energii wytworzonej w ciągu dnia, aby móc jej użyć w godzinach szczytowego zapotrzebowania wieczorem lub gdy sieć doświadcza problemów. Skoro energie odnawialne już teraz stanowią ponad 20 procent produkcji energii elektrycznej w wielu regionach, przedsiębiorstwa energetyczne zaczynają traktować systemy baterii nie jako udogodnienia, ale jako podstawowy element infrastruktury sieciowej, który należy uwzględniać na etapie planowania, a nie dopiero dodawać później jako coś dodatkowego.
Dodanie magazynowania tuż obok farm fotowoltaicznych czyni je znacznie bardziej elastycznymi źródłami energii. Weźmy na przykład 250-megawatową elektrownię słoneczną w Arizonie. W godzinach szczytowych wieczorami, gdy wszyscy włączają światła i urządzenia domowe, wbudowany system baterii dostarczył 100 megawatów przez cztery godziny z dostępnej pojemności 400 megawatogodzin. Dzięki temu nie trzeba było uruchamiać starych gazowych elektrowni szczytowych, jedynie po to, by pokryć zapotrzebowanie przez kilka dodatkowych godzin. Tego rodzaju instalacje zmniejszają potrzebę budowy dalekosiężnych linii energetycznych i mogą faktycznie przywrócić zasilanie w sieci po poważnych zakłóceniach. Zgodnie z najnowszymi badaniami NREL, przedsiębiorstwa energetyczne odnotowują około 40-procentową redukcję kosztów związanych z trudnymi do przewidzenia regulacjami częstotliwości, niezbędnych do utrzymania równowagi, gdy łączy się magazynowanie z instalacjami fotowoltaicznymi.
Patrząc na sytuację w skali całego kraju, wyraźnie zwiększyła się ilość magazynowania energii w dużych instalacjach fotowoltaicznych w Ameryce. Zgodnie z danymi z ubiegłego roku firmy Market.us, około trzech czwartych wszystkich planowanych projektów solarnych na lata 2023–2024 będzie obejmowało jakiś rodzaj systemu baterii. Co to oznacza w praktyce? Obecnie nasz kraj dysponuje około 20,7 gigawata mocy baterii w eksploatacji. To całkiem imponująca liczba, ponieważ mogłyby one zapewnić energię dla około 15 milionów gospodarstw domowych w przypadku czterogodzinnego przetężenia trwającego bez przerwy. Kilka stanów, które ustaliły cele dotyczące wytwarzania energii czystej, zaczyna również wymagać, aby nowe farmy słoneczne były wyposażone w wbudowane rozwiązania do magazynowania energii. Taki nacisk regulacyjny stwarza możliwości dla firm zajmujących się modernizacją istniejących instalacji. Eksperti szacują, że sama ta wymogowość może generować rocznie około dwanaście miliardów dolarów wyłącznie na modernizację istniejących systemów poprzez dodanie odpowiednich rozwiązań bateryjnych do połowy przyszłej dekady.
Obecnie duże projekty solarnie w większości opierają się na bateriach litowo-jonowych, ponieważ zapewniają one około 90% sprawności cyklu ładowania i rozładowania, a ich ceny znacznie spadły w ostatnim czasie, osiągając około 89 dolarów za kWh zgodnie z danymi z 2023 roku. Baterie te działają bardzo skutecznie, gdy potrzebujemy dużej ilości energii w krótkim czasie na kilka godzin, zazwyczaj od 4 do 8 godzin zapasu. Obecnie na rynek wkraczają jednak nowi graczy, tacy jak żelazno-powietrzne i przepływowe baterie cynkowo-bromowe, które wydają się lepiej nadawać do sytuacji, w których faktycznie potrzebujemy magazynować energię przez znacznie dłuższe okresy, od około 12 aż do ponad 100 godzin. Badacze osiągają również postępy w dziedzinie materiałów katodowych, przekraczając próg gęstości energii baterii litowo-jonowych wynoszący 300 Wh na kg, co oznacza, że firmy mogą instalować mniejsze systemy akumulatorów bez konieczności rezygnowania z pojemności dla swoich farm słonecznych.
Akumulatory stanu stałego osiągają poważne postępy w ograniczeniu problemów związanych z termicznym niekontrolowanym rozruchem dzięki swoim ceramicznym konstrukcjom elektrolitów, które mogą osiągać gęstości energii powyżej 500 Wh/kg. Taki poziom wydajności czyni je idealnymi kandydatami do zastosowań w dużych systemach magazynowania energii słonecznej, gdzie istotna jest przestrzeń. Tymczasem technologia jonów sodu ostatnio mocno się rozwija, oferując możliwości zbliżone do pierwszej generacji baterii litowych, przy czym koszt ich produkcji jest o około 40 procent niższy. Materiały wykorzystywane w tych ogniwach sodowych są również znacznie łatwiejsze do pozyskania w porównaniu z metalami ziem rzadkich, a związki takie jak analogi niebieskiego pruskiego stają się coraz bardziej popularne w kręgach przemysłowych. Obie innowacje świetnie wpasowują się w plany wielu krajów dotyczące rozwoju sieci energetycznych na nadchodzące dziesięć lat. Większość rządów zakłada osiągnięcie poziomu około 95% integracji energii odnawialnej do 2035 roku, a nowe opcje akumulatorów pomagają jednocześnie rozwiązać dwa kluczowe problemy – ryzyko związane z bezpieczeństwem wynikające z tradycyjnych chemii oraz rosnący problem niedoboru surowców koniecznych do produkcji masowej.
Systemy akumulatorów słonecznych są obecnie szybko wdrażane, ale napotykają poważne problemy przy podłączaniu do sieci. Zgodnie z danymi NREL z 2023 roku, około 40 procent projektów związanych z energią odnawialną, które napotkały opóźnienia, wskazuje na problemy z przyłączaniem poprzez kolejki integracyjne. Nasza obecna sieć została zbudowana do jednokierunkowego przepływu energii, dlatego ma trudności z obsługą energii powracającej z tych małych instalacji słonecznych wraz z magazynami energii rozproszonych po sąsiedztwach. Oznacza to, że zakłady energetyczne muszą wydać sporo pieniędzy na modernizację stacji transformatorowych, aby tylko utrzymać płynne działanie systemu. Innym problemem są falowniki, które nie współpracują ze sobą poprawnie. Starsze urządzenia po prostu nie mają odpowiednich możliwości do prawidłowego regulowania napięć podczas cyklicznego ładowania i rozładowywania baterii.
Dobrze zaprojektowany system zarządzania temperaturą ma kluczowe znaczenie dla dużych systemów magazynowania energii w bateriach. Zbyt wysoka temperatura może skrócić żywotność baterii nawet o 30% zanim będą one wymagały zastąpienia, jak wynika z badań DNV przeprowadzonych w 2022 roku. Obecne przepisy branżowe zazwyczaj wymagają posiadania rezerwowego systemu chłodzenia oraz zaawansowanej technologii gaszenia pożarów, która musi zatrzymać niebezpieczne przegrzanie w ciągu zaledwie ośmiu sekund. Jeśli spojrzeć na aspekt finansowy, koszt systemu zarządzania temperaturą stanowi około 18% całkowitych wydatków związanych z instalacją systemu BESS. Dla obiektu o mocy 100 MW dodaje to około 1,2 mln USD do całkowitych kosztów. To spora kwota, jednak konieczna ze względu na wrażliwość tych systemów na problemy cieplne.
Chociaż baterie litowo-jonowe dominują w 92% nowych projektów magazynowania energii słonecznej (Wood Mackenzie 2024), deweloperzy napotykają istotny kompromit:
Badanie Lazard z 2024 roku wykazało, że zwiększenie pojemności banków akumulatorów o 20% zwiększa zwrot z inwestycji (ROI) dzięki o 30% dłuższej żywotności systemu, mimo wyższych kosztów początkowych.
Zmiany w polityce rządowej naprawdę wpływają na tempo i zakres wdrażania baterii słonecznych na terenie całego kraju. około piętnastu stanów w USA zaczęło wymagać systemów magazynowania energii dla każdego nowego parku fotowoltaicznego o mocy powyżej 50 megawatów. W tym samym czasie obowiązuje tzw. FERC Order 841, który zmienia sposób, w jaki przedsiębiorstwa energetyczne są wynagradzane na rynkach hurtowych. Zdaniem SEIA, jeśli uda się uprościć wszystkie te zezwolenia i wymagania administracyjne, do 2026 roku może zostać uruchomionych około 15 gigawatów projektów łączących energię słoneczną z magazynowaniem. Wydarzy się to głównie dlatego, że wszyscy zgadzają się co do podstawowych zasad bezpieczeństwa oraz sposobu łączenia różnych części sieci energetycznej.
Weźmy jako przykład instalację w Moss Landing w Kalifornii, która pokazuje, co się dzieje, gdy panele słoneczne i baterie działają razem, by radzić sobie z problemami sieci w czasie szczytowych godzin. Miejsce to dysponuje około 1,6 gigawatogodziny magazynowania połączonego z panelami słonecznymi, co oznacza, że mogło dostarczać energię elektryczną do ponad 300 tysięcy gospodarstw domowych przez około cztery godziny w najbardziej potrzebnym momencie wieczorem. Co naprawdę ciekawe, system zdołał zmniejszyć opłaty karne dla operatorów sieci o niemal 28 milionów dolarów rocznie dzięki swojej zdolności do regulacji częstotliwości. Bardzo imponujące, zwłaszcza że działał z wydajnością bliską 98% nawet wtedy, gdy w zeszłym roku pożary lasów wyłączyły części sieci przesyłowej.
Największe w Florydzie zainstalowane baterie słoneczne o pojemności aż 900 MWh zmniejszyły zużycie paliw kopalnych w elektrowniach szczytowych o około 40% w sezonie huraganowym dzięki dość inteligentnym algorytmom zarządzania. Co czyni ten system tak skutecznym to jego integracja z pobliską farmą słoneczną o mocy 75 MW. Przez magazynowanie nadmiarowej energii słonecznej wyprodukowanej w południe, baterie mogą dostarczać energii w godzinach szczytowego zapotrzebowania, czyli pomiędzy 19 a 21 w wieczornych godzinach. To sprytne podejście oszczędza rocznie aż 3,2 miliona dolarów samych kosztów związanych z przeciążeniem sieci. Prawdziwa magia zaczyna się w burzliwe dni, kiedy sieć wymaga dodatkowego wsparcia, a tradycyjne źródła energii mogą być nieskuteczne lub po prostu zbyt kosztowne, by działać na pełnych obrotach.
Niedawno zainstalowany system 300 MW/450 MWh Tesla Megapack pokazuje, jak baterie słoneczne mogą wspierać sieci energetyczne w momencie potrzeby dodatkowego wsparcia. W 2023 roku, po awaryjnym wyłączeniu dużego zakładu węglowego, te baterie zostały uruchomione w ciągu zaledwie 140 milisekund – to około 60 razy szybciej niż potrafią to osiągnąć tradycyjne elektrownie cieplne. Dzięki tej szybkiej reakcji około 650 tysięcy gospodarstw domowych mogło nadal korzystać z energii w sytuacji, która mogła skończyć się dużym blackoutem. Co czyni to jeszcze bardziej imponującym, system utrzymywał wysoki poziom wydajności na poziomie 92% pomimo tego, że był cały dzień częściowo wykorzystywany. Ta rzeczywista wydajność stanowi silny dowód na to, że łączenie różnych źródeł energii działa skutecznie, co ułatwia integrację energii odnawialnej z istniejącą infrastrukturą energetyczną bez utraty niezawodności.
Systemy baterii słonecznych stają się dzisiaj coraz bardziej zaawansowane dzięki sztucznej inteligencji, która pomaga zarządzać ich ładowaniem i rozładowywaniem oraz interakcją z siecią energetyczną. Oprogramowanie analizuje takie czynniki jak warunki pogodowe, zmiany cen energii elektrycznej w ciągu dnia czy aktualne wzorce zużycia energii. Według Startus Insights z 2025 roku, tego typu inteligentne systemy mogą zwiększyć zyski z inwestycji dla osób zarządzających tymi systemami o 12% do 18% w porównaniu do starszych, nieruchomych systemów. W dużych obiektach, w których wykorzystuje się wiele baterii, uczenie maszynowe automatycznie przemieszcza energię pomiędzy różnymi bankami baterii i falownikami. Pomaga to chronić baterie przed zbyt szybkim zużyciem i utrzymuje różnice napięcia poniżej około 2%, co ma szczególne znaczenie przy wspieraniu sieci energetycznych, które nie są zbyt stabilne czy niezawodne.
Hybrydy solarno-wiatrowo-bateriowe stanowią obecnie 34% nowych instalacji odnawialnych, umożliwiając dostarczanie czystej energii przez całą dobę dzięki:
Najnowsze badania wskazują, że elektrownie hybrydowe osiągają 92% wykorzystania mocy zainstalowanej w porównaniu do 78% dla samodzielnych farm fotowoltaicznych, a zintegrowane magazynowanie energii redukuje 83% luk w produkcji spowodowanych jej nieregularnością.