Přechod německé energetiky k obnovitelným zdrojům III

Dnešní díl miniseriálu o plánovaném přechodu Německa k energetice obnovitelných zdrojů se zaměří na plánované technologie akumulace velkých množství energie.

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 (zde), a druhý díl, který se věnoval ekonomickým aspektům integrace OZE (zde), 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 energetikouKoncepce „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. Ačkoliv technologická zařízení jsou dosti složitá, chemické rovnice symbolizující tento proces snad čtenáři zvládnou i bez českého překladu, takže pro vhodně naladěné zájemce přikládám příslušný odkaz na stránku DENA.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 (zde). 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.
(Psáno pro blog.iDNES)
Petr Nejedlý