Hans-Werner Sinn: Балансировка волатильности - пределы немецкой зеленой революции

1. Введение. Зеленая революция в Германии.

С Energiewende Германия планирует настоящую энергетическую революцию, резкое увеличение доли рынка ветра и солнца в производстве электроэнергии, вытеснение ископаемой энергии в целом и уход от ядерной энергетики. В этом докладе изучаются проблемы, связанные с этими процессами, с упором на трудности преодоления огромной волатильности ветро и солнечной генерации.

Рис.1. Полное потребление энергии в Германии 2014 г.

Вероятно, наиболее перспективными стратегиями по балансировке волатильности являются гидроаккумулирующие станции, управление спросом, дублирование структуры генерации, с сохранением традиционных станций в качестве резерва, а также расширение сети в другие страны, включая норвежские гидростанции. В этом документе обсуждаются эти варианты, учитывая данные о производстве и потреблении Германии и ряда соседних стран и новые данные о геологических и экономических возможностях строительства ГАЭС. По данным Комиссии ЕС, ГАЭС «предлагают новую эру разумного управления энергопотреблением», что поможет Европе перейти к «зеленой» энергии и бороться с изменением климата.

Зеленая энергетическая революция в Германии продолжается уже два десятилетия, но значительно ускорилась после 2011 года, после Фукусимы, так как Германия отреагировала решением отказаться от всех своих 17 атомных электростанций, которые на то время обеспечивали пятую часть производства электроэнергии в стране. К концу 2015 года девять атомных станций были закрыты и поэтапный отказ от оставшихся станций, запланирован на период до 2022 год.

Германия также хочет отказаться от ископаемого топлива. В Киотском соглашении ЕС обязался сократить на 8% выбросы СО2, а на последующих переговорах в ЕС Германия согласилась внести свой вклад, сократив собственные выбросы на 21% (Европейские сообщества, 2002 год) к 2012 году. Более того, Германия объявила, что сократит свои выбросы еще 19 процентов к 2020 году, с тем чтобы добиться общего сокращения на 40% по сравнению с 1990 годом и  на 80% к 2050 году.

Одновременный выход из ядерной и ископаемой энергии является амбициозным. Размеры этой задачи проиллюстрированы на рисунке 1, где предлагает обзор всей энергетической структуры Германии по источникам и использованию энергии в 2014 году.

На рисунке 1 показано, что в 2014 году, когда доля в производстве энергии составляла 3,5%, ветер и солнечная энергия давали столько же энергии, сколько и оставшиеся атомные электростанции, на которые приходилось 3,4%. Таким образом, удвоение объема альтернативной генерации  по сравнению с 2014 годом позволит заменить все оставшиеся ядерные электростанций.  Это, однако, еще не станет весомым вкладом в сокращение выбросов углекислого газа от ископаемых видов топлива, на которые приходится 84% всего конечного производства энергии в Германии.

В этом контексте читатель должен отметить, что упомянутые проценты относятся к общему производству/потреблению энергии, а не производству электроэнергии, что составляет лишь одну пятую от общей суммы. Если мы добавим другие зеленые источники генерации, показанные на рисунке 1, на которые приходится почти 11% электроэнергии, зеленая генерация  может похвастаться долей в 27,0% от общего объема производства электроэнергии. При прочих равных условиях эта доля вырастет примерно до 42%, если вся ядерная энергия должна была быть заменена ветро и солнечной энергией.

После замены ядерной энергетики последующие усилия Германии должны быть логично направлены  на замену выработки электроэнергии из угля, природного газа и другие ископаемые источники, на которые приходится 13% от общего потребления энергии, или 58% от текущей выработки электроэнергии в Германии.

2. Балансировка ветро и солнечной энергии.

В последние годы пейзаж Германии был преобразован ветряными турбинами и солнечными станциями. В 2014 году в общей сложности около 24 000 ветряных турбин были разбросаны по всей стране, преимущественно в северной Германии. Эти турбины настолько часты на севере, что почти нет места, где мигающие красные сигнальные огни, ночью не видны на горизонте. Кроме того, крыши частных домов по всей Германия, прежде всего фермерские здания, часто покрыты солнечными батареями (размещение панелей на земле больше не разрешено).

Инструментом политики, с помощью которого Германия достигла этой поразительной конверсии своего ландшафта, являются фид-ин тарифы. Эти тарифы являются фиксированными ценами на «зеленую электроэнергию», гарантированными в течение двадцати лет, в сочетании с приоритетным правом на подачу энергии в сеть, относительно традиционных источников генерации. Сетевые компании вынуждены подключать даже самые удаленные ветрогенераторы и солнечные панели бесплатно. Вместо того чтобы следовать закону одной цены, немецкие власти разработали сложный набор альтернативных цен, дифференцированный по календарному времени платежа и типам установки. Цены снизились со временем. В 2015 году цены на новые установки составили 8,90 цента за кВтч за ветер и 9,23 цента за кВтч за солнечную энергию. Как правило, чем менее эффективны установки, тем выше цены, чтобы условия для всех технологий были «справедливыми».

Хотя достижения Германии впечатляют, существует фундаментальная проблема, связанная с прерывистостью ветро и солнечной генерации. Какой бы многообещающей ни выглядела бы совокупная статистика, которая суммирует энергию из разных источников, она упускает из виду присущие качественные различия между этими источниками с точки зрения непрерывности и регулируемости генерации.

На рисунке 2 приведены ежечасные данные по всему немецкому ветро и солнечному электричеству, подаваемому  в сеть в 2014 году. Данные были скорректированы, чтобы устранить влияние роста числа установок в течение года. В среднем было установлено 24 256 ветровых электростанций, средней мощности 1481 кВт и 1,5 миллиона солнечных электростанций мощностью 26 кВт. В то время как установленная мощность ветровой энергии составляла 35,92 ГВт, генерация составляла 5,85 ГВт, всего 16,3% и гарантированная генерация, которая была доступна в 99,5% часов, составляла 0,13 ГВт или 4 промилле. При 37,34 ГВт, установленная солнечная мощность была почти такой же, как в случае ветровой энергии. Однако реальная генерация была 3,7 ГВт, что составляет 9,9% от мощности, и, конечно же, гарантированная генерация была равна нулю. В среднем, ветряная электростанция в Германии производит 241,4 кВт, а солнечная электростанция - 2,55 кВт.

Рис.2. Ветро и солнечная генерация в Германии 2014 г. (почасовые данные)

Для того чтобы использовать зеленую энергию, несмотря на ее волатильность, необходимы определенные буферы, то есть балансировка. Следующие параграфы сначала изучают стратегии хранения, предполагая использование идеальных устройств, которые могут быть заполнены и опустошены без трения. Позднее в этой статье более реалистично будут изучаться стратегии балансировки, основанные на хранении с потерями и дублирование структуры генерации, а также с расширением международных сетей.

То, что ближе всего подходит для идеального хранения, - это гидроаккумулирующие станции (ГАЭС), которых в настоящее время в Германии 35. Когда есть избыток энергии, вода закачивается из нижнего озера или реки в верхнее озеро для хранения, а когда дополнительная энергия необходима, она вырабатывается при сливе воды из верхнего озера. В среднем немецкая ГАЭС имеет объем хранения 1,077 ГВтч, а общий объем хранения энергии всех станций составляет 0,038 ТВт-ч. К сожалению, в Германии геологические условия не позволяют построить существенно больше станций. Согласно проекту ESTORAGE, в Германии можно было бы построить еще одну относительно большую станцию с объемом 0,007 ТВт-ч, доводя, общий объем хранения в Германии до 0,045 ТВт-ч

Рис.3 Объем хранения необходимый для ветро и солнечной энергии отдельно и вместе.

На рисунке 3 показан результат мысленного эксперимента, в котором фактическое, прерывистая генерация ветровой и солнечной энергии  направляется на хранение, при этом средний приток/отток равен 5,85 ГВт или 3,7 ГВт, соответственно, и показан на рис. 2. Три кривые показанные на рисунке, показывает объем накопленной энергии в терминах TWh в каждый момент времени в течение года для ветроэнергии, для солнечной энергии и суммарно для двух видов прерывистой генерации. Самые высокие точки кривых дает объем хранения, необходимый для сглаживания соответственно ветрогенерации, солнечной и совместной генерации  в 2014 году.

Рис.4. Ветро и солнечная генерация (нижняя линия) в сравнении с потреблением электричества (верхняя линия)

Очевидно, что требуемый объем хранения для ветрогенерации является равен 9,96 ТВт-ч, что эквивалентно 9243 средним ГАЭС в Германии или в 264 раз больше фактического существующего объема ГАЭС в стране. Кривая хранения для солнца, в свою очередь, достигает пика при объеме хранения 8,06 TWh или 7486 станций.

Однако отдельные аккумуляторы для ветро и солнечной энергии нецелесообразны, поскольку энергия ветра и солнечная энергия отрицательно коррелируют. В то время как ветрогенерация сильна зимой, с декабря по март, солнечная генерация достигает своего пика в летние месяцы. Максимальный требуемый объем хранения для ветра приходится на вторую половину марта (22 марта 2014 года), а для солнца в начале октября (4 октября 2014 года) примерно полгода спустя.

Полая кривая на рисунке 3 показывает совокупность кривых ветра и солнечного хранения.

Самая высокая точка, которая достигнута во второй половине августа, дает необходимый объем хранения, на 6,88 ТВтч или 6395 средних немецких ГАЭС. Это примечательно, что этот требуемый объем хранения не только меньше суммы отдельных требуемых объемов хранения, но даже меньше требований к хранению для каждого из двух источников питания, рассматриваемых индивидуально.

2. Пила потребления.

Следующий шаг в анализе предполагает учет еще и волатильности энергопотребления (нагрузки). Так как стратегия балансировки пилы ветро и солнечной энергии подразумевает огромные потребности в хранении, есть надежда, что добавление пилы потребления может снизить требования к объему хранению. В конце концов, часто утверждается, что зеленое электричество может помочь «сбить пики потребления "в Германии, поскольку солнечная энергия в течение дня положительно коррелирует с потреблением. На рисунке 4 рассматривается это вопрос.

На рисунке показано суммарное почасовое потребление электроэнергии и генерация энергии ветра и солнца. Очевидно, что он также очень нестабилен, даже более волатилен, чем генерация ветро и солнечной энергии, но действительно серия положительно коррелирует.

Рис. 5  Балансировка ветро, солнечной энергии и пилы потребления с помощью устройств хранения.

На рисунке 5 показывается потребности в хранении, возникающей в результате попытки сгладить как потребление, так и производство на немецком рынке. Полая кривая повторяет кривую ветро-солнечного хранения на рис.3, серая кривая показывает кривую хранения для балансировки потребления, а сплошная кривая показывает кривую хранения для предложения и производства вместе взятых.

Мысленный эксперимент, лежащий в основе кривой потребления, заключается в том, что волатильный спрос обслуживается из аккумуляторов, которые пополняются с постоянным притоком, равным среднему оттоку. По построению эта стратегия подразумевает, что запасы энергии в конце года совпадают с запасами в начале года. Расчеты показывают, что самый низкий объем хранения (ноль) достигнут к 11 апреля, а объемы пиков - 20 октября в 11,18 TWh или 10 379 средних немецких ГАЭС.

Напротив, мысленный эксперимент за (сплошной) кривой, сглаживающий спрос и предложение, заключается в том, что все обычные (включая уголь, газ, атомную, биомассу, гидро- и отходы и т. д., см. рис.1) станции, создают постоянный поток энергии достаточно большой, чтобы покрыть среднюю годовую разницу между пилой потребления и пилой ветро-солнечной генерации. Этот постоянный поток от обычных станций считается равным их фактическому среднему объему производства в 2014 году, который составлял 48,00 GW. Расчеты показывают, что общие объем аккумуляторов опустеет к середине марта и достигнет максимума в конце августа (25 августа), что почти совпадает с датой максимума для сглаживания только ветро и солнечной энергии (24 августа). Объем 11,29 ТВт-ч, является необходимым объемом хранения. Этот объем намного превышает объем, который оказался необходимым для буферизации солнечной и ветровой продукции (6,88 ТВт-ч), как было показано на рис.3, но только немного выше объема, необходимого для сглаживания потребления в одиночку, что составляет 11,18 ТВт-ч.

Таким образом, интеграция ветровой и солнечной энергии при их текущих объемах в немецкую сеть фактически не требовала бы существенно больший объем хранения, чем требуется только для балансировки потребления.

Важно отметить, однако, что это всего лишь результат моментального снимка, поскольку Германия планирует быстро расширять свою генерацию ветро и солнечной энергии и построить еще больше ветровых и солнечных станций в будущем. Учитывая, что все географические регионы, которые имеют подходящие климатические условия, уже засеяны ветровыми турбинами и солнечными батареями, можно предполагать, что мощность, создаваемая новыми установками, будет полностью коррелирована с мощностью, генерируемой существующими. Таким образом, расширение производства будет пропорционально расширять кривую генерации, показанную на рис.4, включая ее среднюю и стандартное отклонение. Как показано двумя пиками выше точки максимального хранения, удвоение и утроение нынешних объем ветро и солнечной генерации в тех же местах будут значительно увеличивать потребности в хранилищах, выходящие за рамки показателей 2014 года до 15,24 TWh и 22,10 ТВтч соответственно, что эквивалентно 14153 и 20 517 средних немецких ГАЭС. Утроение существующего объема альтернативной генерации в Германии будет означать, что половина (49,80%) электроэнергии страны будет производиться ветро и солнечной энергией.

Чтобы довести этот мысленный эксперимент до крайности, допустим, что доля ветро-солнечной генерации увеличивается до 100%, в то время как другие электростанции отсутствуют. В этом случае емкость хранения оставляет 42,93 ТВт-ч или 39 854 ГАЭС Германии. Это в 1139 раз больше существующего объема хранения энергии. В то время

Как среднее производство ветро-солнечной энергии будет равно потреблению Германии, установленная мощность соответствующих станций будет примерно в восемь раз больше среднего потребления. Иногда размер устройств хранения описывается как поток мощности, измеренный в гигаваттах, а не объем или запас измеренный в гигаватт-часах. Действительно, вопрос заключается не только в том, сколько энергии можно сохранить, но и как быстро эта энергия может быть «освобождена». Может ли использование ГЭАС столкнуться с дополнительными ограничениями в этом отношении?  Ответ дается в правой части рис. 5, месяц с самым крутым отрицательным наклоном в диаграмме – это ноябрь. Здесь объем хранения энергии падает на 3,72 ТВт-ч в месяц, что предполагает необходимую мощность генерации около 5,16 ГВт. Поскольку существующие в Германии 35 ГАЭС имеют общую мощность генерации 6,57 ГВт, то, очевидно, это не будет существенным ограничением.

Рис. 6. Сглаживание колебаний пилы потребления с помощью управления спросом.

Однако, если бы все существующие гидроаккумулирующие объемы были опустошены одновременно, чтобы удовлетворить спрос на мощность 5,16 ГВт, они проработали бы всего 7 часов и 18 минут. Это показывает, что только объем или «труд» для использования физического термина, а не «сила», является ограничением.

4. Управление спросом

Общественные дебаты, как правило, сосредоточены на управлении спросом и интеллектуальных сетях, которые помогут уровнять потребление электроэнергии и нестабильную генерацию. Наценка за пиковые нагрузки может помочь увеличить корреляцию между спросом и предложением, чтобы уменьшить необходимые объем хранения. Действительно, существует потенциальная гибкости спроса. Посудомоечные машины, стиральные машины и сушильные машины, могут быть запрограммированы на работу в периоды достаточного предложения и соответственно низких цен.

Холодильники и морозильники имеют определенный потенциал инерции, поэтому они не нуждаются в постоянно подключенной энергии. Котлы с горячей водой можно было бы нагревать с электрическим током, когда он есть, и хранить тепло пару дней. Аналогичным образом, кирпичные дома с существенной инерцией температуры могут нагреваться и охлаждаться в то время, когда дешевая энергия доступна. Полуготовые блюда и сдвиг  энергоемких мероприятий также подразумевают большую гибкость. Даже отрасли могли бы сдвинуть нечастые, но много потребляющие виды деятельности на периоды с избытком электричества..

К сожалению, однако, более тщательное изучение данных, показанный на рис.5, показывает, что потребность в хранении является результатом долгосрочных сезонных колебания, а не краткосрочной прерывистости в несколько часов или дней. Необходимо будет хранить энергию с августа до марта, другими словами, почти 7 месяцев, чтобы решить проблему волатильности. Очевидно, что морозильник не простоит полгода. Также недостаточно, нагревать дом с интервалом в несколько месяцев, особенно зимой. Хранение немытой посуды и грязного белья в течение нескольких месяцев теоретически возможно, но для этого потребовались бы необоснованно большие запасы посуды и одежды.

Чтобы оценить, в какой степени управление спросом могло бы способствовать уменьшению объема хранения, комбинированная кривая хранения на рис.5 была пересчитана после сглаживания разницы со скользящими средними за день, неделю или месяц. Эта мысленный эксперимент является экстремальным, поскольку он предполагает полное управление спросом в указанные периоды времени, идеально подстраивая спрос на прерывистую альтернативную генерацию, в гораздо большей степени, чем это было бы возможно в реальности. Результаты показаны на рисунке 6.

Очевидно, что краткосрочное управление спросом вряд ли повлияет на требования к хранению. В то время как требуемая емкость хранилища составляет 11,29 TWh без управления спросом, внутридневное управление спросом уменьшит объем хранения на 0,9% до 11,19 ТВт-ч, внутринедельное управление - на 5,9% до 10,62 ТВт-ч и внутримесячное управление на 11,0% до 10,05 ТВт-ч. Таким образом, вместо 10 478 идеальных гидроаккумулирующих станций, 9332 будет необходимо, если потребление будет перераспределено в течение месяца, чтобы совпасть с зелеными пиками производства. Это по-прежнему огромное количество по сравнению с 35 станциями, которые существуют в Германии.

5. Стратегия дублирования генерирующих структур

Учитывая трудности, связанные со стратегиями хранения и ограниченным потенциалом управления спросом, читатель может быть интересно, как Германии удается интегрировать свой ветер и солнечную энергию в свое энергоснабжение. В конце концов, пила производства уже существуют и хранилища имеют минимальный объем относительно того, что требуется. Ответ заключается в том, что Германия использует существующие станции традиционной энергетики и несколько гидро- и биоэнергетических станций для смягчения шоков, возникающих в результате добавления ветро и солнечной энергии в сеть (см. рис.1) 15. Фактически разница между кривыми потребления и производства в Рисунок 4 компенсируется главным образом традиционным производством в Германии и в некоторой степени международной торговлей энергией, тема которая будет рассмотрена позже. Когда ветер дует и / или светит солнце, существенный объем генерации энергии производится немецкой альтернативной энергетикой, в то время как обычные станции работают с пониженной мощностью или полностью остановлены. Когда нет ветра и солнечного света, напротив, обычные станции используются для заполнения пилы производства и производят столько, сколько они генерировали до того, как стали внедряться ветровые и солнечные станции.
Газовые электростанции наиболее полезны для буферизации краткосрочных колебаний, но поскольку эти установки производят довольно дорогое электричество, большая часть буферизации осуществляется на угольных электростанциях. Так как такие станции не могут реагировать так же быстро, как газовые станции на резкие колебания спроса и предложения, то с внутридневными колебаниями им очень трудно справляться. Однако, поскольку производство этих станций можно удвоить или сократить пополам в течение нескольких часов, а даже холодный старт не займет больше одного-двух дней, степень предлагаемой гибкости достаточно для покрытия большинства сезонных потребностей, описанных на рис. 5 и 6. Таким образом, запасы угля и метана которые пополняются с шахт и месторождений, служат в качестве основных буферов для балансировки ветро и солнечной энергетики Германии.
В некоторой степени для балансировки используются даже станции на буром угле и атомные станции. В случае со станциями на буром угле требуется несколько дней для осторожной остановки и повторного запуска, чтобы избежать повреждения паровых котлов. И хотя атомные станции требуют дней для остановки и последующего холодного запуска, их мощность может быть уменьшена до 50% в течение нескольких минут, вариант, который редко использовался из соображений безопасности.
В то время как стратегия балансировки в Германии работает, она дорогая, поскольку она включает дублирующую структуру с двойными фиксированными затратами. С одной стороны, это подрывает рентабельность обычных электростанций, поскольку сокращает их рабочие часы и, следовательно, использование мощностей. Это не только делает существующие станции невыгодными, но даже угрожает существованию огромных энергетических компании, такие как Eon или RWE. С другой стороны, стратегия дублирования структуры сильно повысила цену электрической энергии в Германии. В первой половине 2016 года стоимость электроэнергии в Германии составила 29,69 центов за кВтч для конечного пользователя (домохозяйства) по сравнению со всего лишь 16,85 центов во Франции.
Высокая стоимость электроэнергии частично зависит от разницы в оптовой цене в Германии и Франции, а частично от налогов и доплаты за зеленую энергию. Сетевые компании должны оплачивать зеленых производителям фиксированные дотационные цены, но когда эти цены превышают оптовую цену на рынке, избыточные расходы перекладываются на потребителей, за некоторыми исключениями для энергоемких фирм. Доплата для компенсации фид-ин тарифов увеличилась с 0,19 цента за кВтч в 2000 году до 6,35 ц в 2016 году, что эквивалентно общей сумме субсидий в размере 24 млрд. евро. В перспективе это примерно в сотни раз превышает годовой бюджет финансируемого правительством Института Макс-Планка в Грайфсвальд, который запускает экспериментальный ядерный реактор термоядерного синтезатора.

Рис. 7. Удваивание производства ветро и солнечной энергии относительно 2014 г.

Хотя стратегия немецкой дублирующей структуры направлена на содействие решению всемирных проблем общественных благ, это неэкономично с национальной точки зрения. Причина в том, что без учета экологических соображений, ветровые и солнечные станции окупаются, если и только если их средняя стоимость ниже текущих издержек производства электроэнергии из ископаемого топлива. Учитывая, что обычные станции необходимы для балансировки, их постоянные издержки не могут быть устранены. Это только часы работы, т. е. текущие издержки производства, включая прямые затраты на энергию, которые могут быть уменьшены когда доступна возможность генерации ветровой и солнечной энергией. В 2016 году текущие издержки производства электроэнергии из бурого угля составили около 0,6 цента за кВтч и 2 цента из каменного угля. Добавление 0,8 цента за кВтч или 0,7 цента за кВтч соответственно за права на выбросы в 2015 (7,5 евро за тонну CO2) дает текущие издержки в 1,4 цента за кВтч для бурого угля и 2,7 центов за кВтч для каменного угля. При этомфид-ин тарифы на электроэнергии от новых ветровых и солнечных установок составляют около 9 центов за кВтч. Таким образом, что бы быть выгодной с национальной точки зрения, средняя стоимость ветра и солнечной энергии должна была бы упасть более чем на две трети.
Тем не менее, конечно, потенциальное сокращение выбросов CO2 вполне может оправдать дополнительные расходы с точки зрения глобального общественного блага .
На сегодняшний день серьезных блэкаутов удавалось избежать, поскольку обычные станции достаточно мощны, чтобы обеспечить электричество в темноте и периоды затишья. Кроме того, обычные станции были сохранены, несмотря на сокращение рабочих часов, поскольку постоянные затраты на существующие станции снижаются. Однако могут возникать проблемы, когда часы работы обычных станций будут сокращаются и дальше в соответствии с планируемым расширением ветровой и солнечной генерации, поскольку неясно, будет ли рентабельно заменять изношенные старые обычные станции достаточным количеством новых. В Германия пока не введена схема ценообразования, которая бы компенсировала владельцев традиционных электростанций, включая газовые станции, за предоставление услуг балансировки. В соответствии с текущим режимом ценообразования ветровая и солнечная генерация подвергает риску разрушения бизнес-модель обычных станций, хотя эти станции являются незаменимыми резервирующими мощностями для альтернативной энергетики.
Кроме того, очевидные ограничения раскрываются, когда пики производства превышают потребление, учитывая, что обычные станции, в том числе гидроэлектростанции, могут в лучшем случае сбрасываться до нулевой мощности и не могут поглощать и хранить энергию.
Как видно из рисунка 4, в 2014 году ситуация пока до этого не доходила. Несмотря на огромную волатильность производства и потребления, спрос на энергию в Германии превышал альтернативную генерацию в каждый час 2014 года. Тем не менее были очевидные моменты в марте, апреле и августе, когда максимальное производство приближалось к объему минимального потребления.

6. Дублирование генерации и хранение энергии

В этом разделе обсуждается эффективность стратегии балансировки дублирующей структуры, если ветра и солнечной генерация будет постепенно расширяется в Германии, так что пики производства будут превышают энергопотребление. После полной остановки обычных станций, пики излишней энергии либо будут потрачены впустую, направлены в аккумуляторы или поглощены другими странами, сокращающим собственное производство энергии. Этот раздел абстрагируется от последней возможности и исследует только возможные национальные решения проблемы. В последующих разделах рассматриваются роли соседних стран в балансировке сети.
На первом этапе предполагается, что Германия балансирует как можно большую волатильность, регулируя производство традиционных станций и отбрасывая излишнюю генерацию альтернативной энергии. На втором этапе предполагается, что избыточная энергия сохраняется и генерируется в периоды высокого потребления.
На рисунке 7 показан результат удвоения ветровой и солнечной энергии относительно 2014 года, в результате чего доля этой энергии достигает 33% совокупного производства. Хотя 2014 год является лишь одним из примеров сезонной волатильности спроса и предложения, он, похоже, является вполне типичным. Как объяснялось выше, в расчетах предполагается, что генерация новых станций будет отлично коррелировать с генерацией существующих станций, так как используются те же регионы.

Рис. 8. Потеря эффективности стратегии балансировки обычными станциями и потери энергии на избыточных пиках генерации.

Как показано на рисунке, удвоение мощности ветра и солнечной энергии означает, что некоторые пики на пиле производства будут превышать потребительский спрос. Таким образом, даже если бы обычные станции были совершенно гибкими, Германия уже достигла бы пределов стратегии балансировки дублирующей структуры, при которой волатильность ее энергоснабжения должна дополнительно балансироваться аккумулирующими системами, другими странами или часть энергии будет теряться. Напомним, что доля производства в 33% достигается при удвоении количества ветро и солнечной генерации и создает достаточно дополнительной энергии, чтобы позволить Германии списать все оставшиеся ядерные станции. Таким образом, только еще более высокие проценты ветровой и солнечной генерации позволят вытеснить ископаемое топливо в Германии.
В то время как объем превышений пиков, показанных на рисунке 7, мал, только 0,4% от годового производства энергии ветра и солнца, он будет расти постепенно с дальнейшим увеличением доли альтернативной энергетики, как показано на рисунке 8. На рисунке показаны две кривые, которые соотносят рыночную долю ветра и солнечной энергии, измеренную по оси абсцисс, с «Эффективностью дублирующей структуры», измеренной по ординате. Левая кривая без аккумуляции, справа – с идеальной, без потерь аккумуляцией. Эффективность дублирующей структуры определяется как доля ветра и солнечной энергии, которая не превышает спрос, и, следовательно, не нужно тратить энергию впустую, даже если объем хранения недоступен.
Рассмотрим сначала левую, нисходящую кривую без хранения. Кривая указывает на сильно уменьшающуюся среднюю эффективность ветро и солнечной генерации, если Германия прибегает только к балансировке за счет дублирования структуры генерации. Очевидно, что эффективность остается близкой к 100% при доле ветро-солнечной генерации до 30%, но постепенно уменьшается до нуля по мере приближения к доле 100%. Таким образом, для рыночных долей, которые выходят за рамки просто замены оставшихся ядерных установок в Германии и помогают сократить выбросы CO2, хранение энергии становится полезным, или даже обязательным.
Напомним, что, как упоминалось в разделе 1, доля других источников зеленой энергии, то есть биомассы, гидроэнергетики и отходы, на рынке электроэнергии - 11%. Таким образом, учитывая долю этих других источников, доля ветро-солнечного рынка в 89% будет эквивалентно ситуации, когда 100% электроэнергии приходится на возобновляемые источники. Это показано серой областью на диаграмме.
Снижающаяся кривая показывает, что доля рынка в 50% связана с эффективностью 94%, при доле 70% эффективность будет 73% и при доле 89% средней эффективность будет всего 39%, что подразумевает что 61% произведенной энергии ветра и солнца будет потеряно, если аккумулирующие системы не будут доступны.
Стоит отметить, что кривая показывает среднюю эффективность производства ветра и солнечной энергии. Поскольку кривая падает, предельная эффективность должна быть даже ниже средней эффективности. Так, например, при увеличении доли рынка с 50% до 60% только 58% дополнительно произведенной альтернативной энергии будет использоваться без хранения.
Аналогично, шаг от 60% до 70% дает предельную эффективность 39%, шаг от 70% до 80%, даст 23%, и на стадию от 80% до 89% эффективность всего лишь 10%. Непосредственно на уровне 89%, где все электричество производится из возобновляемых источников энергии, предельная эффективность составляет всего 6%; т. е. 94% последней порции ветра и солнечной генерации, необходимой для полного вытеснения ядерной и топливной энергетики, будут потеряны.
Перейдем теперь к хранению, потенциал которого в идеальном случае без трения при хранении представлен правой кривой. Хранение увеличивает рыночную долю ветровой и солнечной энергии для любого заданного уровня эффективности дублированной структуры, измеренной по оси ординат. Соответствующая кривая показывает случай идеального хранения без трения, где можно использовать всю избыточную энергию. При идеальном хранении, доля 89% может быть достигнута со станциями, которые в случае потери излишков смогут получить долю на рынке только 68%. В более реалистичном случае с трением и потерями, который указан в таблице 1, появляется несколько более высокая цифра, как это будет объясняется ниже.

Таблица 1. Эффективность стратегии дублирования генерации и стратегии сохранения энергии

Объем хранения, необходимый для альтернативных уровней производства ветро-солнечной энергии, приведен в таблице 1. Он рассчитан на основе предположения о том, что вся избыточная мощность направляется на хранение и впоследствии используется как можно быстрее, перекрывая превышение потребление над текущим объемом ветро и солнечной генерации, вытесняя соответствующий объем обычной генерации. Опустошение аккумуляторов как можно быстрее при недостаточной генерации солнечной и ветроэнергии является полезным способом получения свободного объема для хранения новых пиков генерации и минимизирует требуемый объем для хранения. Предполагается идентичное повторение модели потребления и производства из года в год, объем хранения в начале года устанавливается равным объему в конце года, в то время как вычисление минимального объема для хранения подразумевает, что объем хранения становится полностью пустым не менее одного часа в год. Как можно больше балансировки достигается за счет сокращения обычного производства - стратегии дублирования структуры - и как можно меньше с помощью хранилища. Предполагается, что хранение предполагает эффективность полного цикла равной 75% (заряд 81%, разряд 92,6%).
Колонка (1) таблицы 1 показывает альтернативные доли рынка ветровой и солнечной энергии и связанные с ними степени эффективности стратегии немецкой дублирующей структуры без хранения, т. е. информация, содержащаяся в кривой наклоненной вниз на рис.8. Колонка (2) относится к случаю хранения с потерями на трение. Также показаны соответствующие (i) доли ветро-солнечной энергии на рынке (включая генерацию ГАЭС), (ii) степень общей эффективности с хранением и (iii) необходимый объем хранилища. Каждая строка в таблице показывает объем кратный объему, достигнутому в Германии в 2014 году.
Первая строка таблицы показывает статус-кво Германии в 2014 году, когда доля ветро-солнечного рынка составляет 16,6% и нет избыточных пиков (теряемых) пиков альтернативной энергии. Вторая и третья строки относятся к случаям, когда Германия соответственно использует свои имеющиеся 0,038 тВт объема хранения или увеличивает его до 0,045 ТВт-ч, что является максимально возможным согласно проекту ЕС ESTORAGE. Неудивительно, что они показывают недостаточность этих крошечных объемы. Даже с расширение до 0,045 ТВт-ч, Германия может достичь доли ветрового солнечного рынка не более 29,7% без потери излишков энергии. Хотя это почти вдвое больше, чем в 2014 году, это еще не означает, что все атомные электростанции будут заменены. И, следовательно, вклад в смягчение проблемы климата будет равен нулю.
Последующие строки относятся к теоретическим случаям более высоких рыночных долей, которые могут быть достигнуты с или без помощи новых ГАЭС. Предположим, что Германия хотела достичь доли ветра и солнца на 50%. Без помощи систем хранения и с потерей избыточных пиков, она достигнет эффективности 93,8%, подразумевая, что 6,2% сгенерированного электричества будет потерянно. В качестве альтернативы, эту же долю рынка можно было бы достичь, добавив ГАЭС в объеме 2,1 ТВт-ч, что повышает общую эффективность до 98,7% и позволяет использовать меньшее количество ветро-солнечных станций.
Этот объем хранения составляет менее одной десятой от 22,1 ТВт-ч, что показано на рисунке 5 (с идеальными аккумуляторами) при отсутствии балансировки дублирующими структурами. Тем не менее, по-прежнему, в 55 раз больше, чем имеется в Германии, или в 47 раз больше объема, который может быть доступен после реализации программы ESTORAGE ЕС.
Вернемся к случаю, когда будет достигнута доля ветра-солнечного рынка в 89%, которая с учетом 11% других возобновляемых источников полностью закрывает всю потребность в электричестве. Как уже упоминалось выше, без систем хранения при такой рыночной доле эффективность альтернативной энергетики будет 39,3%, подразумевая потери на (последняя строка столбца (1)). С другой стороны, путем добавления ГАЭС (с учетом потерь) объемом 16,3 ТВт-ч (в 362 раза больше объема, который по проекту ESTORAGE считается возможным для Германии ) можно было бы повысить эффективность до 93,3%. Это позволит достичь 100% доли возобновляемой энергии, с тем же количеством станций, которые без аккумулирования, дадут долю только в размере 69,8%.

7. Норвежские гидроэлектростанции

Если Германия не может сама решить свои проблемы волатильности, другие страны могут помочь, предлагая услуги балансировки. В настоящее время существуют серьезные препятствия для этого варианта, о чем свидетельствует частое появление отрицательных цен на электрическую энергии в Германии и установка трансформаторов фазового сдвига (блокираторов) соседними странами, которые блокируют международные перетоки электроэнергии. Однако в будущем будет значительно больше потенциала, если национальные сети будут лучше подключены и будут предложены соответствующие схемы ценообразования за предоставление услуг балансировки. Улучшение соединений с Норвегией представляется особенно перспективным вариантом, поскольку в стране есть огромные гидроресурсы, а также имеется множество потенциальных мест для строительства ГАЭС.
Гидроэлектростанции предоставляют Норвегии почти всю электроэнергию, в которой нуждается страна, но они могут также служить в качестве буферов для немецкой волатильности. Когда ветер в Германии дует и солнце светит, Норвегия может уменьшить отток из своих водохранилищ и использовать немецкую электроэнергию для обеспечения своих потребителей, вместо того чтобы использовать свою собственную генерацию. И наоборот, в безветренные, темные периоды она может выпускать больше воды из своих гидрохранилищ, чтобы произвести избыток энергии для экспорта в Германию. Действительно, с объемом хранения 84 тераватт*час, гидроресурсы в Норвегии огромны, теоретически достаточно велики для удовлетворения потребностей Германии в области хранения, даже если страна воздерживается от использования своей стратегии балансировки дублирующими структурами (см. разделы 2 и 3). Например, как было как показано на рисунке 5, утроение немецкого ветра и солнечной энергии, которое привело бы долю ветро-солнечного рынка к почти 50%, приведет к требуемому идеальному объему хранения «всего» 22,1 ТВт-ч.
Правда, несмотря на огромный объем хранения в Норвегии, может возникнуть ситуация, что плотины уже полны, когда появляется избыточная немецкая ветровая и солнечная энергия, и что остановка турбин будет означать, что некоторый объем воды, текущий из норвежских рек, будет просто потерян. Таким образом, в принципе, может быть ограниченность запасов, несмотря на огромный объем гидрохранилища. К счастью, однако, норвежские возможности генерации и немецкие возможности потребления положительно коррелируют. Как показано на рисунках 5 и 6, Германии потребуется большая часть хранимой энергии с ноября по март и это происходит, когда норвежские плотины довольно полны, так как большая часть дождей в Норвегии падает с сентября по декабрь.34 И наоборот, будет существовать избыточная энергия Германии для заполнения плотины с апреля по август. Таким образом, проблема нехватки свободного пространства не кажется серьезной.

Рис. 9 Норвежское потребление электричества и потенциальный немецкий экспорт в Норвегию, при условии, что обычные станции обеспечивают базовую нагрузку и ветро-солнечная энергия имеет долю в 43 % в Германии.

Однако есть три других, потенциально более проблематичных ограничения, связанных с «норвежским решением», которые также необходимо учитывать:

• (1) Ограничение передачи - Мощность глубоководных кабелей между Германией и Норвегией может быть недостаточной;
• (2) Ограничение мощности - Силовые турбины страны могут не иметь достаточной мощности в темные, безветренные периоды, когда и норвежское потребление, и реэкспорт электричества в Германию необходимо обеспечивать одновременно;
• (3) Ограничение "неотрицательности" - Поскольку гидроэлектростанции не могут работать в обратном режиме, перекачивая воду в вверх, Норвегия должна была бы поглощать немецкую энергию путем остановки турбин, обеспечения собственного потребления за счет импорта из Германии и накопления энергии воды в плотинах. Однако собственное потребление Норвегии может быть слишком маленьким, чтобы поглощать всю поступающую излишнюю энергию.

Чтобы помочь оценить важность этих ограничений, на рисунке 9 показано норвежское потребление электроэнергии, а также импорт из Германии,который был бы необходим для балансировки системы при 53% доли ветра и солнца в Германии, полагая, что Германия отказывается от своей стратегии дублирующей структуры и обычные станции обеспечивают базовую нагрузку. (См. Рисунок 8 и Таблица 1.) Цель этих расчетов не в том чтобы показать жизнеспособное решение, а в том чтобы продемонстрировать проблемы и роли трех ограничений в мысленном эксперименте, где два рынка и только эти рынки объединены с общей «медной тарелкой». Вариант с более широким рынком, включающим больше стран, будет рассмотрен в следующем разделе. Чистый импорт в Норвегию - это алгебраическая разница между немецким потреблением и немецким ветро-солнечной генерацией. Хотя Норвегия импортирует энергию из Германии и реэкспортирует ее по мере необходимости, предполагается, что ее средняя годовая мощность генерации остается постоянной.
Рассмотрим сначала ограниченность передачи (1). Как показывает график, пики мощности, которые должны быть переданы через глубоководные кабели в Норвегию часто лежат в диапазоне около 80 ГВт и пик около 90 ГВт, тогда как обратная передача из Норвегии в Германию будет немного более гладкой, достигнув отметки в 50 ГВт. Это огромные цифры относительно к имеющейся в настоящее время пропускной способности. В 2011 году мощность передачи составила 1,5 ГВт, а 4.3 ГВт было запланировано. В сентябре 2016 года начались строительные работы для кабеля NordLink мощностью 1,4 ГВт, который планируется открыть в 2020 году. Таким образом, пропускную способность необходимо увеличить примерно в 60 раз по сравнению с сегодняшним днем и 20 раз относительно того, что было запланировано.
Рассмотрим следующее ограничение – ограничение по мощности (2). График показывает, что норвежское потребление достигает максимума в середине января в 23,0 ГВт.
Это ниже, но близко к номинальной производственной мощности норвежских станций, которая составляет 29 ГВт. Очевидно, что этого будет недостаточно для производства достаточной энергии для обеспечения как норвежского потребления, так и возврата энергии в Германию в темные и безветренные периоды. Кривая, изображающая чистое предложение Германии в Норвегию, имеет отрицательные пики почти -50 ГВт с ноября по январь, тогда как норвежское потребление часто достигает максимума около 23 ГВт, в эти же периоды года. Таким образом, мощность турбин Норвегии необходимо увеличить как минимум в 2½ раза, чтобы решить эту проблему.
Давайте, наконец, обратимся к ограничению неотрицательности (3). На рисунке 9 показано, что импорт из Германии имел бы огромные пики до 90 ГВт (в начале мая), превысив норвежское потребление более чем в семь раз. Эти избыточные пики генерации не могут быть сохранены путем простой остановки собственной генерации Норвегии, поскольку гидростанции не могут использоваться для перекачивания воды вверх по течению.
Это, очевидно, очень серьезное ограничение, поскольку в Норвегии практически нет гидроаккумулирующих станций. Несколько устройств, которые существуют, предназначены не для хранения энергии, а для предотвращения высыхания верхних озер в периоды со слишком небольшим количеством дождей.
Решение проблемы путем инвестирования в новые станции непросто, поскольку геологические условия часто не позволяют дополнять существующую гидроэлектростанцию вторым нижним водохранилищем, из которого вода могла бы накачиваться назад.
Это правда, что гидроэнергетические станции иногда сбрасывают поток во фьорды, которые затем могли бы служить «нижним бассейном», из которого вода может быть откачана обратно. Также можно построить новые искусственные водохранилища в горах, в которых можно закачивать воду из фьордов. Однако такие варианты связаны с высокими экологическими рисками и поэтому не рассматриваются в качестве жизнеспособных вариантов в Европе. Тем не менее Норвегия обладает значительным потенциалам гидроаккумуляции.
В настоящее время ГАЭС в Западной Европы, включая Швейцарию и Норвегию, имеют объем хранения не более 327 ГВтч. Согласно проекту ESTORAGE, который искал экономически приемлемые решения, включающие существующие озера с трубами и турбинами, можно было бы разумно построить еще 2,291 ТВт-ч объема хранилищ для достижения общего объема хранения до 2,618 ТВт-ч в Западной Европе. Это восемь раз увеличит текущий объем хранения ГАЭС в Западной Европе. Из этого увеличения 59% или 1.356 ТВтч может быть построено в Норвегии. Это было бы эквивалентно 1259 нынешним средним немецким станциям, хотя в Норвегии запланированы значительно более крупные станции.
Это большое количество, но оно все же будет недостаточным по сравнению с количеством станций, которое потребуется, если гидроэлектростанции и ГАЭС должны балансировать волатильность Германии, не прибегая к стратегии дублирования структуры. Чтобы балансировать всплески избыточной генерации, показанные на рисунке 9, которые возникли бы при 53% доли ветра и солнца в Германии (с учетом работы традиционных станций по генерации базовой энергии, и максимальному использованию гидроэнергетического потенциала станций Норвегии) будет необходима мощность хранения ГАЭС в обьеме 6.64 TWh. Это намного меньше, чем упомянутые выше требования к ГАЭС в Германии на рис. 5, поскольку норвежские гидростанции балансируют большую часть прерывистости. Тем не менее это все равно будет почти в пять раз больше чем объем, который считается максимально возможным в Норвегии и Германии вместе (1,401 ТВтч) по проекту ESTORAGE.

8. Дублирование генерации, гидроресурсы и расширение объединённых энергосистем.

Ввиду ограниченного потенциала чистой стратегии балансировка гидроэлектростанциями в этом разделе рассматривается более сбалансированная стратегия, которая сочетает балансировку гидроэлектростанциями, гадроаккумулирующими станциями, с обычной балансировкой с дублирующей генерацией, с использованием потенциала управления потреблением, а также более широкое объединение нескольких стран в общую энергосистему. Для начала, моделируется общий рынок, включающий Германию и Норвегию; и впоследствии добавляется Швейцария, Австрия и Дания, три соседние страны со значительной долей зеленой энергетики, добавляются в общую систему. Таким образом, торговые связи пяти стран полностью учитываются.
Расчеты направлены на оценку требуемого объема хранилищ ГАЭС, необходимого для развития альтернативной энергетики в Германии и на соответствующем объединенном рынке, при минимальном объеме потерь излишней пиковой зеленой генерации. Они немного оптимистичны, поскольку доступны не все данные по прерывистым источникам энергии. Хотя почасовые данные о потреблении электроэнергии были опубликованы для всех пяти стран, почасовые данные для ветровой энергии доступны только для Германии, Дании и Австрии, а также для солнечной энергии в случаях Германии и Дания. Кажется, однако, что данные, не публикуемые ежечасно, относятся к незначительным объемам энергии.

Таблица 2. Потребность в ГАЭС и доли ветро-солнечной энергетики при использовании балансировки дублирующей генерацией и гидроэлектростанциями для разных групп стран.

Предполагается, что как можно больше волатильности, обусловленной ветровой и солнечной энергией, балансируется обычными электростанциями и гидроэлектростанциями и что ГАЭС используются только для балансировки пиков производства, если таковые имеются, которые превышают совокупное международное потребление. Метод, используемый для вычисления минимального объема хранения такой же, как в разделе 6. В то время как ГАЭС включает те же самые потери, что и предполагаемые выше (см. сноску, таблица 1), балансировка гидроэнергетикой предполагается без потерь, учитывая, что нет потоков воды в оба конца. Предполагается, что гидроэнергетика остается на текущих средних объемах генерации, в то время как обычное производство электроэнергии вытесняется за счет роста производство ветра и солнечной энергии.
Увеличение доли альтернативной энергетики предполагает, что относительное распределение местоположения (внутри стран и по странам) остаются неизменными, так что новые станции коррелирует с существующими. Таким образом, относительные объемы производства ветро-солнечной энергии по странам остаются теми же как и до расширения. Предполагается, что использование ГАЭС пропорциональны ветро и солнечной генерации стран. Потенциальный выигрыш от международной диверсификации регионального потребления и ветро-солнечного генерации автоматически учитываются путем агрегирования рынков. Ограничения передачи (1) и мощности (2), а также ограничение объема хранения, которое может возникнуть в результате переполнения водохранилищ, считаются несущественными.
В таблице 2 представлен отбор из большого количества расчетов, которые были сделаны для (i) дола альтернативной энергии на рынке Германии, (ii) соответствующие доли на совокупном международном рынке и (iii) объемы ГАЭС, требуемые в рассматриваемой группе стран. Второй столбец таблицы 2 показывает долю альтернативной энергии на рынке в Германии, в то время как третья, повторяющаяся часть таблицы 1, показывает, требуемый объем ГАЭС если Германия будет работать в замкнутой системе. Четвертая и пятая колонки дают долю ветро-солнечного рынка в совместном Немецко-норвежском рынок и необходимый объем ГАЭС в Германии и Норвегии, который требуется при таких объем ветро и солнечной генерации. Шестой и седьмой столбцы дают аналогичные результаты для расширенного рынка всех пяти стран. В расчетах используются данные ежечасного спроса в 2014 году, а также доступные почасовые данные о ветре и производство солнечной энергии для соответствующих групп стран, как объяснено выше. В первом столбце указаны строки и как точка отсчета, первая строка показывает статус-кво 2014 года, когда не требуется хранения, поскольку не было избыточных пиков генерации.
Давайте сначала рассмотрим случай, когда Германия и Норвегия объединяют энергосистемы, сосредоточившись на строках 2 и 3. Если новые ГАЭС построены, а объем хранения в Германии остается на нынешнем уровне 0,038 ТВт-ч, норвежская гидродинамическая балансировка увеличит максимальную долю рынка энергии ветра и солнца, которую Германия могла бы реализовать, без потери части избытков энергии, от 29,2% (линия 2) до 35,8% (строка 3). Последнее будет эквивалентно ветро-солнечной доли 28,6% (строка 3) в совместном немецко-норвежском рынке.
Даже более высокие рыночные доли возможны, если Швейцария, Австрия и Дания присоединяются к немецко-норвежскому рынку. Дания не имеет объемов хранения, но добавляет волатильность из-за большой зависимости от ветровой энергии, доля рынка которой составляет 42,7% . С другой стороны, в горной Швейцарии и Австрии имеется ряд ГАЭС, которые могут балансировать волатильность. Хотя данные об объемах хранения в Швейцарии и Австрии не публикуются, основываясь на опубликованных данные, можно предположить объем в 0,035 ТВтч.. Это похоже на объем хранения в Германии 0,038 ТВт-ч, в результате чего общий объем хранения пяти рассматриваемых стран составит 0,073 ТВт-ч. Как видно из строки 4, доля альтернативной энергетики в Германии теперь может быть увеличена до 43,1%, тогда как максимальная доля ветра и солнца на совокупном рынке всех пяти рассмотренных страны будет равна 33,7%.
Давайте теперь обсудим необходимое расширения объема хранилищ для достижения определенных долей ветро-солнечной генерации и сравним их с геологически возможными увеличением в соответствии с проектом ESTORAGE. Строка 5 показывает, что для достижения доли рынка на уровне 50% в Германии потребуется (внутренний или иностранный) объем хранения 2.114 ТВт-ч, что эквивалентно 1962 средним немецким станциям. Однако, если это будет поддержано гидроэлектростанциями Норвегии, потребуется только объем хранилища 0,305 ТВт-ч, что эквивалентно 283 немецким ГАЭС. Это огромное семикратное сокращение требуемого объема хранилища дает надежду на то, что создание немецко-норвежской общей системы существенно облегчит проблему волатильности Германии. Построение дополнительных 267 ГВтч ГАЭС (в дополнение к 0.038 ТВт-ч Германия в настоящее время) для достижения требуемого объема не является невозможным поскольку это будет составлять лишь около одной пятой части дополнительного объема 1,363 ТВт, что согласно проекту ESTORAGE считается осуществимым для Норвегии и Германии.
Для достижения доли ветроэнергетического рынка на 50% для Германии, интегрируя все пять стран, общее хранилище требуется объемом 0,251 ТВт-ч. Интересно, что этот объем немного меньше, чем 0,305 ТВт-ч, требуемого для варианта если только Германия и Норвегия будут объединены. Таким образом, дополнительные гидроэлектростанции и балансировка дублирующей генерацией, а также потенциальные выгоды диверсификации, которые приносят Австрия, Швейцария и Дания, в значительной степени перевешивают необходимость балансировать волатильность ветроэнергетики Дании. Как показывает таблица, 50% доля альтернативной энергетики на рынке Германии эквивалентно рыночной доли 39,1% в пяти странах, взятых вместе.
Как видно из строки 6, в Германии возможно увеличение мощности ветра и солнечной энергии, если Норвегия и Германия предпочтут максимально расширить объемы хранения в соответствии с проектом ESTORAGE, в результате чего общий объем ГАЭС этих двух стран достигнет 1.401 TWh, упомянутому в конце Раздела 9. В этом случае максимальная доля ветра и солнца в Германии составила бы 59,5% (без потери энергии на избыточных пиках генерации, что соответствовало доли 47,6% в комбинированном норвежско-немецкий рынок. Поскольку в Германии доля рынка составляет 11% для других возобновляемых источников энергии (биомасса, отходы, гидроэнергетика) и Норвегия, гидроэнергетика дает 100% энергии, возобновляемые источники энергии, не связанные с ветром или солнцем, на совместном норвежско-германском рынке обеспечивали бы 29% совокупного спроса, при этом общая доля возобновляемых источников энергии на общем рынке составляла бы около 77%.
Интересно, что, несмотря на огромный потенциал хранения 84 ТВтч, сравнение строк 2, 3 и 6 показывает, что норвежская гидроэнергетика оказываются менее важной для нужд Германии, чем потенциальные возможные дополнительные гидроаккумулирующие станции, почти все из которых должны располагаться в Норвегии. В то время как ГАЭС позволяют увеличить доля ветра и солнца на рынке на 23,7 процентных пункта (с 35,8% до 59,5%), гидроэлектростанции, взятые сами по себе, позволят увеличить только на 6,6 процентных пункта (с 29,2% до 35,8%). Это показывает важность ограничения неотрицательности, обсуждаемого в предыдущий раздел. Таким образом, ценность норвежской стратегии для Германии заключается скорее в расширении сети как таковой, чем в норвежских водохранилищ объемом 84 ТВт. Если бы не было гидроэлектростанций, и спрос на электроэнергию в Норвегии обслуживался обычными станциями на ископаемом топливе, поддерживаемыми ГАЭС, потенциальная польза от балансировки для Германии была бы в основном такой же; хотя, конечно же, услуга производилась бы на проблемных экологических ресурсах.
Даже в Австрии, Германии и Швейцарии могут быть построены новые гидроаккумулирующие станции в соответствии с проектом ESTORAGE. К указанному норвежско-германскому максимуму в 1.401 TWh можно добавить возможное увеличение на 0,166 ТВт-ч в Швейцарии, 0,008 ТВт-ч в Австрии, и существующий объем в размере 0,035 ТВт-ч. Это дает максимальный объем хранения ГАЭС 1,610 ТВт-ч для всех пяти стран, взятых вместе. В строке 7 показано, что с этим объемом ГАЭС доля ветроэнергетики в Германии может быть увеличена до 63,3%, а соответствующая доля ветра и солнца на совокупном рынке пяти стран составит 49,5%.
Таким образом, даже когда все возможные ГАЭС будут построены и при максимальном использовании гидроэлектростанций и дублирования генерации, не более половины энергии на общем рынке, включая Норвегию, Данию, Германию, Австрию и Швейцарию, может быть произведена с использованием ветровых и солнечных станций без потери какой-либо части избыточных пиков генерации.
Как видно из строк 8 и 9, которые отмечены серым цветом, доля ветро-солнечного рынка выше 50% потребует большего количества ГАЭС, чем тот который может быть построен в рассматриваемых странах. Например, доля ветра и солнца в 52,4% объединенный германо-норвежской системе будет возможен только в том случае, если эти две страны смогут использовать исключительно для своих целей все 2,618 TWh, которые могут быть доступны во всех западноевропейских странах в соответствии с исследованием ESTORAGE (строка 8). По аналогии, доля на 52,9% может быть достигнута на совместном рынке всех пяти стран, если все потенциальные будущие хранилища западной Европы может использоваться только этими пятью странами (строка 9).

9. Дополнительные варианты.

Показывают ли эти результаты, что стакан наполовину полон или наполовину пуст, зависит от того, как смотреть на этот вопрос. Оптимисты будут подчеркивать существенное сокращение потребления ископаемого топлива, хотя и без сокращения станций, работающих на ископаемом топливе. Пессимисты могут напомнить, что, согласно рис.1, на электроэнергию приходится лишь одна пятая от общего потребления энергии, а использование ископаемого топлива вне сектора электроэнергетики составляет 71% от всего конечного потребления энергии в Германии. Учитывая трудности при попытке подтолкнуть долю альтернативной энергетики в производстве электроэнергии более чем на 50%, как Германия может надеяться на значительное сокращение этой доли 71% путем расширения использования электричества, например, перейдя на электромобили? В конце концов, расширение производства электроэнергии не означает, что объемы ГАЭС также могут быть расширены.

Некоторые утверждают, что появление электромобилей позволит использовать их литий-ионные батареи в качестве буферов. Однако эти батареи очень дороги и не могут использоваться для сезонного хранения, учитывая, что автомобили должны быть доступны для ежедневного использования. Автомобильные аккумуляторы были бы полезны для смягчения внутридневной волатильности при парковке автомобилей, но, как утверждалось выше в контексте рис.5 такая внутридневная пила не является основной проблемой.

Однако существуют и другие варианты хранения. Вероятно, наиболее перспективной альтернативой ГАЭС является хранение метана. Метан в основном такой же, как и природный газ. В Германии имеется развитая сеть распределения метана и хранилище метана мощностью 267 ТВт-ч, что намного больше, чем потребуется для сглаживания нормальной волатильности потребления и производства электроэнергии в Германии. Проблема, однако, заключается в преобразовании электроэнергии в метан и обратно. Доступные технологии неэффективны и дороги. Во-первых, традиционный щелочной электролиз требует непрерывного ввода электроэнергии и не сможет легко справиться с прерывистостью подачи энергии. Будет требоваться краткосрочное аккумулирование энергии для обеспечения процесса электролиза. Во-вторых, метанизация требует существенных количеств CO2, которые могут быть нежелательным побочным продуктом производственных процессов, но не могут быть дешево поставляется в подходящей форме. Однако в сочетании со стратегиями улавливания и хранения углерода такое предложение может стать более доступным. В-третьих, процесс метанизации предполагает значительное производство избыточного тепла летом, когда имеется избыток зеленой энергии. Оценки энергии, которая может быть восстановлена с использованием метана обычно варьируется от одной пятой до одной третьей. Таким образом, даже без учета стоимость задействованных приборов, а именно: устройства для метанизации, газовые электростанции и хранилища – электричество, получаемое на газовых электростанциях, будет иметь себестоимость в три-пять раз больше, чем исходная электроэнергия. Принимая во внимание стоимость оборудования, стоимость генерации будет еще больше.

Разумеется, метан можно использовать для отопления, а не для производства электроэнергии. Хотя это улучшит техническую эффективность, это означало бы преобразование высококачественного энергетического ресурса (электрического тока) в ресурс низкого качества (тепло), а это почти то же самое, как и бесполезное выбрасывание энергии. Согласно теореме Карно, любое преобразование тепла в энергию движения или электрическую энергию предполагает огромные потери по физическим причинам, и кроме того дополнительные потери по техническим причинам.

Метан, вырабатываемый из электроэнергии, стоит в разы больше метана (природного газа), доступного на рынке. Хотя киловатт-час, выработанный из российского метана, в первом квартале 2016 года стоил электростанции 2,42 цента, столько же метана, произведенного с помощью энергии ветра и солнца, будет стоить около 25 центов, т. е. примерно в 10 раз больше.

Вместо метана можно хранить водород. Это теоретически уменьшит неэффективность, поскольку потеря на превращение водорода в метан можно было бы избежать. Однако на практике эффективность цикла хранения с использованием водорода «в круг» вряд ли намного выше, чем хранение с использованием метана. Кроме того, водород нельзя хранить так же легко, как метан, учитывая, что он легко проникает через все виды материалов трубопроводов и имеет тенденцию разъедать их.

Учитывая трудности с решениями для сезонного хранения, было высказано мнение, что в конечном итоге было бы лучше терять избыток энергии произведенный на пиках, а не их хранение и установка соответственно большего количества ее ветро-солнечных станций для компенсации потерь. Действительно, немецкие энергосистемы регулярно платят владельцам ветровых турбин, чтобы не производить электричество, чтобы избежать излишка производства или даже отрицательных цен. Однако это связано с правом приоритета по доступу в сеть, которым они пользуются, и очень мало говорит об экономической рациональности подобных действий. Ввиду сильно уменьшающейся предельной отдачи ветро-солнечной генерации(Рис.8) с эффективностью, доходящей всего до 6%, в случае если возобновляемая энергетика обеспечивает все энергетические потребности Германии, эта точка зрения не кажется чрезмерно убедительной. Хотя стратегию с потерями энергии избыточных пиков можно использовать при низких значения доли ветро-солнца на рынке, решения с аккумулированием энергии кажутся неизбежными для значительных рыночных долей.

Будет ли стратегия с потерями энергии избыточных пиков, дешевле, чем хранение - это открытый вопрос. Несмотря на то что авторы исследования ESTORAGE поставили экономическую целесообразность – как основной критерий отбора, в исследовании отсутствует подробный анализ экономических выгод и издержек. К сожалению, в этой работе невозможно сделать надежный анализ, так как стоимость единицы объема хранения норвежских ГАЭС недоступны для автора.

Тем не менее, можно хотя бы вычислить доход от хранения с учетом сохранения ветро-солнечных энергии. Рассмотрим снова строку 7 таблицы 2, которая касается максимальной доли ветро-солнечного рынка в 49,5%, что могут быть достигнуты в пяти странах, если были бы построены все ГАЭС (1,610 ТВт-ч), которые проект ESTORAGE считает возможными. С учетом потерь это соответствует 49,9% совокупного потребления. Чтобы достичь такой же рыночной доли в без станций аккумулирования потребуется производство равное 51,5% совокупного спроса. То есть необходимо увеличение валовой генерации на 1,6 процентов, что эквивалентно дополнительному производству 1,396 ГВт или 12 225 ГВтч за один год. Это – объем энергии сэкономленный за счет ГАЭС, которые имеют вышеупомянутый объем 1,610 ТВт-ч.

Предположим, что средняя стоимость зеленого электричества составляет 0,09 евро за кВтч или 90 000 евро за ГВт-ч. Отсюда следует, что экономическая ценность избыточной генерации, которые в течение одного года могут быть сэкономлены, составляет около 1,1 млрд. евро или 683 519 евро за объем хранения ГВт-ч.

При дисконтировании со ставкой 2% это соответствует среднему объему выручки на объем хранения ГВт в соответствии с приведенной стоимостью сэкономленной энергии в размере 34,86 млн. евро или нынешняя стоимость 56,11 млрд. евро для всего объема ГАЭС, который может быть построен.

По аналогичным соображениям, предельный доход с точки зрения нынешней стоимости теряемого зеленого электричества на один дополнительный GWh может быть рассчитан при условии, что уровень 1,610 ВтВт уже достигнут. Каждый следующий GWh объема хранения позволил бы дополнительное генерировать 3,12 МВт ветро-солнечной энергии или 27,3 ГВтч в год, что соответствует нынешней стоимости в 125,36 млн. евро за ГВт-ч. Достаточно ли этого, чтобы оправдать инвестиции, зависит от стоимости гидроаккумулирующих станций. Немецкие расходы известны, но станции крошечные и дорогие. Немецкие станции имеют средний объем хранения 1.077 ГВтч, как правило, включает строительство нового водохранилища и стоит от 350 до 600 млн евро. Поэтому нет смысла их создавать в целях сезонного хранения энергии. Напротив, новые заводы, которые проект ESTORAGE рассматривает для Норвегии, имеют средний объем 42 ГВтч,, и они включают только подключение существующих озер, поскольку это был один из критериев отбора. Учитывая, что стоимость строительства и обслуживания станции, которая включает существующие озера, зависит от пропускной способности и мощности электростанции, а не объемов озер, кажется, что норвежские затраты могут составлять только небольшую долю соответствующих немецких расходов, возможно, даже 1/40 или около того, что может оправдать их возведение, чтобы избежать потерь избыточной энергии. Однако будущие исследования должны будут дать исчерпывающий ответ на этот вопрос.

Совершенно другая альтернатива производству электроэнергии из зависимых от погоды источников будет заключаться в том, чтобы производить электричество на традиционных станциях, но «очищенных» путем сбора их выбросов CO2 и их хранения. Это позволит им проработать еще пару десятилетий. Доступные возможности сейчас хорошо изучены. Основная проблема с таким решением - это пространство, которое требуется для его реализации. Когда горит ископаемое топливо, каждый атом углерода объединяется с двумя атомами кислорода, и они также должны быть «пойманы». Это означает, что объем отходов намного больше, чем пространство, занимаемое сожженным ресурсом. Сжигание одного кубического метра высококачественного антрацитового угля, например, приводит к 5,4 кубическим метрам жидкого CO2.. Еще одна проблема заключается в том, что требуются огромные затраты энергии на поглощение жидкого CO2 из труб станций на ископаемом топливе. Поскольку это включает многократное нагревание и охлаждающие вещества, которые несут СО2, теряется около трети генерируемой энергии. Третьей проблемой является безопасность. Это одна из причин, почему оказалось невозможным установить завод CCS в Германии на сегодняшний день.

В настоящее время Германия также может рассмотреть вопрос о сокращении выбросов CO2 за счет замены угля газовыми электростанциями. Метан достаточно доступен и, поскольку половина его энергии происходит от сжигания водорода, а не от атомов углерода, его сжигание образует только около половины выбросов CO2, которые производят угольные электростанции. Более того, за счет метана можно сократить выброс парниковых газов на транспорте за счет перевода бензиновых двигателей на метан, как часто делают в Италии и в других местах.

Наконец, Германия и другие страны могут пересмотреть свое отношение к ядерной энергетике. Термоядерный синтез, обеспечивающий безопасную работу и выделяющий лишь незначительное количество радиоактивности, может быть наиболее перспективным вариантом в долгосрочной перспективе. Действительно, международный консорциум ИТЭР в Женеве, а также проект германского Стеллератора в Грайфсвальде добились значительного прогресса в последние годы.

В настоящее время, однако, можно рассмотреть вопрос о более безопасных реакторах деления. Швеция, например, отменила свое решение 1980 года (после аварии в Харрисберге) о выходе из ядерной энергии к 2010 году, и в настоящее время планирует построить десять новых реакторов в качестве замены для более старых. Когда придет новое поколение политиков, решение о выходе из ядерного энергетики вполне может быть пересмотрено немецким электоратом.

Десять выводов

Масштабируя прерывистую возобновляемую энергетику 2014 года в Германии и ряде соседних стран, этот отчет исследует возможности балансировки, возникающие в результате расширения сетей, дублирования генерации, управления спросом, норвежских гидроэлектростанций и, в частности, ГАЭС, используя результаты проекта ESTORAGE ЕС.

• (1) Балансировка немецкой ветроэнергии и солнечной энергии совместно требует меньше объема для хранения, чем балансировка любого из них отдельно, так как ветер и солнечная энергия демонстрируют отрицательную сезонную корреляцию.
• (2) Балансировка как пилы потребления электроэнергии в Германии, так и пилы производства альтернативной энергетики при доле рынка на уровне 2014 года (16,6%), потребует идеальный объем хранения без потерь 11,3 ТВт-ч. Хотя это примерно столько же сколько требуется для балансировки только прерывистой альтернативной энергетики, требования к объему хранения резко возрастают по мере увеличения доли альтернативной энергетики. При рыночной доли 50% требуемый объем хранения составит 22,1 ТВт-ч, что эквивалентно 20 517 средним немецким ГАЭС. Это в 491 раз больше, чем объем, который проект ESTORAGE считает возможным для Германии.
• (3) Идеальное управление спросом в Германии уменьшит объем хранилища, необходимый для балансировки нынешнего избыточной зеленой генерации не более чем на 0,9% 5,9% или 11,0% соответственно, в зависимости от того, производится ли управление спросом внутри дня, недели или месяца.
• (4) Ввиду проблем с хранением Германия выбрала вариант балансировки за счет дублирования структуры генерации с использованием обычных станций в качестве резервных. Балансировка с дублированной структурой включает в себя двойные фиксированные затраты. С национальной точки зрения, не принимая экологических соображений, установка новых ветровых и солнечных станций окупается, если и только если их средняя полная себестоимость производства ниже текущих издержек производства электроэнергии из ископаемых видов топлива. Сегодня ветро-солнечные станции находятся крайне далеко от выполнения этого условия.
• (5) Если Германия должна будет полагаться исключительно на внутреннюю балансировку дублированием генерации, ей придется терять энергию, производимую в избыточных пиках ветро-солнечной генерации. Эффективность ветра и солнца будет постепенно снижаться после превышения рыночной доли 30%, то есть в диапазоне, где будет заметен вклад в борьбу за изменения климата, поскольку ядерная энергия будет полностью замещена альтернативной энергетикой. Если бы страна также  хотела бы вытеснить все свое производство электроэнергии из ископаемых видов топлива, средние потери  составлял бы 61%, а предельные потери 94% от валового производства ветро-солнечной энергии, учитывая текущий уровень других возобновляемых источников энергии (отходы, биомасса и гидроэнергия).
• (6) Если Германия попыталась достичь 50% -ной доли ветро-солнечного рынка, не теряя часть пиковой энергии, объединив стратегию дублирования генерации и хранения на ГАЭС, потребуется объем хранения ГАЭС 2,1 ТВт-ч. Это меньше десятой доли того, что понадобится без дублирования двойной генерацией, но, тем не менее в 47 раз больше проект ESTORAGE считается возможным построить в Германии.
• (7) Германии может помочь использование норвежских 84 ТВт-ч гидроэлекстростанций для балансировки при объединении сетей и создании общего рынка электроэнергии. Тем не менее, балансировка гидроэлектростанциями страдает от ограничения «неотрицательности» так же как обычные станции. Если бы Германия попыталась сбросить  волатильность, вызванную 53-процентной долей ветро-солнечной энергетики на Норвегию без использования внутренних резервов, ее пики производства будут превышать возможности норвежских гидроэлектростанций по балансировке более чем в семь раз. Чтобы сгладить оставшуюся волатильность, обеим странам потребуется объем ГАЭС 6,64 ТВт-ч, что почти в пять раз превышает максимально возможное значение проекта  ESTORAGE (1,401 ТВтч).
• (8) Балансировка норвежской гидроэнергетикой, тем не менее, была бы полезной, если бы ее дополняли немецкие и норвежские ГАЭС, а также немецкие дублирующие резервные обычные станции. Чтобы достичь доли ветро-солнечного рынка на 50% в Германии, объема ГАЭС 0,305 ТВт-ч было бы достаточно. Это всего лишь седьмая часть того объема, который понадобится Германии в замкнутой энергосети и намного меньше, чем 1,401 ТВт-ч, которые могут быть доступны в обеих странах вместе.
• (9) Из-за ограничения, связанного с «неотрицательностью», потенциальные норвежские ГАЭС более важны для Германии, чем существующие норвежские гидроэлектростанции. В то время как Германия могла бы увеличить свою долю альтернативной энергетики без потерь на 6,6 процентных пункта, если она объединит свою сеть с Норвегией для использования балансировки гидроэлектростанций, она могла бы увеличить на 23,7 пункта, получив возможность балансировки  от дополнительных ГАЭС, (возможных по проекту ESTORAGE), несмотря на то, что последние являются крошечными относительно существующих гидроэлектростанций.
• (10) Добавление Швейцарии, Австрии и Дании в норвежско-германскую сеть при строительстве максимально возможного объема ГАЭС, который проект ESTORAGE считает осуществимым в этих пяти странах, позволят расширить долю рынка  зеленой энергетики (без потери энергии на избыточных пиках) до 63% в Германии и до 50% в пяти странах вместе взятые.