W przestrzeni publicznej często padają porównania pomiędzy ekonomiką zakupu i użytkowania samochodu elektrycznego i z silnikiem spalinowym. Najczęstszymi argumentami przeciwko elektrykom jest: wysoka cena, wysoka masa, szybsze zużycie opon, niewystarczający zasięg, strach przed zapłonem akumulatora, czy szybkim wyeksploatowaniem pakietu akumulatorów, długi czas ładowania, szybsza utrata wartości. To argumenty oparte na emocjach i bardzo często nieposiadające oparcia w faktach. W debacie publicznej za rzadko porusza się natomiast temat nowych możliwości, jakie elektromobilność stwarza dla krajowego systemu elektroenergetycznego, który przechodzi obecnie głęboką transformację.
Podczas gdy wymienianymi zaletami są:
- niższy koszt eksploatacji i użytkowania (mniejsza liczba czynności serwisowych i elementów podlegających kontroli/wymianie), zwłaszcza kiedy mamy możliwość ładowania w domu,
- brak emisji z procesu spalania paliwa,
- wolniejsze zużycie okładzin i tarcz hamulcowych i niższa emisja pyłów z tym związana,
- świetne właściwości jezdne (przyspieszenie, dostępny moment obrotowy),
- bezpieczeństwo.
Co ciekawe, szeroko pojęte bezpieczeństwo, ale również i utrata wartości pojazdu są wymieniane zarówno wśród zalet, jak i wad samochodów elektrycznych – w zależności od poglądów dyskutujących, gdyż często dyskusja opiera się bardziej na emocjach niż na danych.
W dyskusji publicznej bardzo często pada jeszcze jeden argument przeciwko bateryjnym samochodom elektrycznym, który jest szczególnie interesujący: chodzi o wpływ samochodów elektrycznych na system elektroenergetyczny.
Dlatego wato się przyjrzeć bliżej ile energii zużywa samochód osobowy, gdzie i kiedy uzupełnia energię i jak przedstawia się pobór energii elektrycznej na potrzeby ładowania na tle całego zapotrzebowania na energię elektryczną polskiej gospodarki (czy wystarczy nam energii) i funkcjonowania systemu przesyłowego i dystrybucyjnego (czy będziemy w stanie przesłać energię do miejsca jej poboru). Co ciekawe, wnioski będą tu dość zaskakujące.
Charakterystyka polskiego systemu elektroenergetycznego
Na samym początku zapoznajmy się z kilkoma istotnymi danymi.
Pod koniec 2022 r. moc zainstalowana w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) wyniosła 60,4 GW, z czego 36,4 GW (60,26%) przypadło na elektrownie zawodowe cieplne, a 21,6 GW (35,76%) na elektrownie wiatrowe i inne odnawialne źródła energii. W całym 2022 r. produkcja energii elektrycznej wyniosła 178,8 TWh. Rekordowe zapotrzebowanie na moc wystąpiło dziewiątego stycznia 2024, kiedy to osiągnęło 28,65 GW.
Na pierwszy rzut oka wydawać by się mogło, że moc zainstalowana jest na tyle duża w stosunku do zapotrzebowania, że polska energetyka jest bezpieczna, lecz w mediach co chwila widzimy artykuły, mówiące o problemach, które nas czekają. Jest to spowodowane faktem, iż w najbliższym pięcioleciu planuje się odstawienie kolejnych bloków opartych o spalanie węgla kamiennego i brunatnego, co spowoduje ubytek ok. 20 GW mocy zainstalowanej.
Oczywiście w tym czasie zainstalowane zostaną nowe źródła energii – fotowoltaika i turbiny wiatrowe. Dość powiedzieć, że moc zainstalowana tej pierwszej wynosi już ponad 17 GW i dynamicznie rośnie.
Problemem jest jednak to, że OZE ze słońca i wiatru, w odróżnieniu od elektrowni cieplnych, czy wodnych są źródłem energii, które posiada niską dyspozycyjność, czyli możliwość sterowania generacją. Innymi słowy, generują energię, gdy świeci słońce lub wieje wiatr. Jeśli warunki są niekorzystne (okres zimowy, pora nocna, bezwietrzna pogoda), „wypadają” one z systemu i trzeba je czymś szybko zastąpić.
Dochodzimy więc do sytuacji, w której moc źródeł dyspozycyjnych maleje, a źródeł niedyspozycyjnych rośnie. Przy tak złożonej strukturze wytwarzania energii, w celu ustabilizowania systemu elektroenergetycznego – niezbędne będzie magazynowanie energii, bądź dynamiczne sterowanie popytem na energię. W przeciwnym wypadku będzie to prowadzić do okresowych niedoborów i nadwyżek mocy w sieci. Oznacza to, że coraz częściej będziemy mieli okresową dużą nadprodukcję energii (co może powodować nawet ujemne ceny energii na spocie) oraz okresy dużego niedoboru, co skutkować będzie ogromnymi wahaniami cen. Taka sytuacja nie sprzyja rozwojowi gospodarczemu i utrzymaniu konkurencyjności.
Elektromobilność na tle polskiej energetyki
Powiedzieliśmy sobie kilka słów o energetyce, czas więc nanieść na nią dane znane z polskiego rynku samochodów elektrycznych. Pod koniec 2023 r. było zarejestrowanych 98 tys. samochodów BEV + PHEV. Jeśli przyjmiemy, że średni dystans dzienny pokonywany przez samochód e Polsce to 30 km, a energochłonność samochodu elektrycznego wynosi 200 Wh/km, to dzienne zapotrzebowanie na energię jednego samochodu wyniesie 6 kWh. Przy 98 tys. pojazdów roczne zapotrzebowanie wyniesie więc 214 GWh, co stanowi 0,12% zużytej przez polską gospodarkę w 2022 energii elektrycznej. Na dzień dzisiejszy pojazdy elektryczne nie stanowią zatem żadnego wyzwania dla strony wytwórczej.
Jednak gdyby już obecnie wszystkie 27,8 mln samochodów z bazy CEPiK było pojazdami w 100% elektrycznymi, to ich roczne zapotrzebowanie na energię wyniosłoby 60,9 TWh, co stanowiłoby 34,05% całkowitego zapotrzebowania na energię w polskiej gospodarce za 2022 r. Czyli aby zapewnić stabilne funkcjonowanie innych sektorów gospodarki i gospodarstw domowych, produkcja energii musi ulec znacznemu zwiększeniu. Proces całkowitej wymiany floty pojazdów w Polsce na elektryczne zajmie zapewne ok. 25-30 lat. Tyle mamy zatem czasu, aby rozbudować moce wytwórcze, zwłaszcza że według np. prognoz KOBIZE inne sektory gospodarki również zwiększą zapotrzebowanie na energie elektryczną do 2050 r., co w rezultacie zwiększy ponad dwukrotnie zapotrzebowanie na energię elektryczną do 2050 r.
Jeśli założymy, że wszystkie pojazdy ładują się średnio jedną godzinę, to zapotrzebowanie na moc wynikające z użytkowania 90 tys. pojazdów wyniosłoby 588 MW, a więc 0,97% mocy zainstalowanej w polskim systemie elektroenergetycznym. Jednak gdybyśmy odpowiednio sterowali popytem, wskutek czego ładowanie przełożyłoby się na osiem godz., to moc zmalałaby do zaledwie 74 MW (0,12%).
Dla 27,8 mln pojazdów ładujących się w tej samej godzinie byłoby to odpowiednio 166,8 GW zapotrzebowania na moc, co stanowiłoby 276% obecnej mocy zainstalowanej. Innymi słowy takie ładowanie w przypadku przyrostu ilości EV jest po prostu niewykonalne. Jednak przy rozłożeniu ładowania na osiem godz. wartość ta spada już do 20,85 GW, co stanowi 34,5% mocy zainstalowanej, którą mamy już obecnie.
Wartości podane dla 27,8 mln samochodów elektrycznych mogą się wydawać ogromne, ale warto mieć na uwadze, iż nie stanie się to w najbliższym czasie, ale za 25-30 lat, co daje bardzo dużo czasu na wprowadzenie potrzebnych zmian w systemie elektroenergetycznym.
Jednak już nawet obecnie, wielkości płynące z takiej liczby są wartościami ambitnymi i wymagającymi od systemu dostosowania, ale w żadnym wypadku nie można powiedzieć, że są z pogranicza fantastyki naukowej. 60,9 TWh energii rocznie i 20,85 GW mocy w ośmiu godz. zwiększonej generacji z OZE są w technicznym zasięgu polskiego systemu elektroenergetycznego.
Dynamiczne sterowanie popytem
Jak już zostało wyżej zauważone, obciążenie systemu elektroenergetycznego w dużej mierze zależy od rozłożenia operacji ładowania w czasie.
Jeśli mln EV będzie się ładować w tej samej godzinie, zapotrzebowanie na moc wyniosłoby 6 GW, ale jeśli ten sam mln EV ładowałby się osiem godz., to ta wartość spadłaby do zaledwie 0,75 GW – taką dodatkową moc system elektroenergetyczny mógłby dostarczyć już obecnie.
Wspomnieliśmy także, że charakterystyka OZE prowadzi do okresowych nadwyżek energii w sieci. Wie to każdy prosument, gdyż coraz częściej falowniki instalacji fotowoltaicznych wyłączają się wskutek zbyt wysokiego napięcia w sieci, spowodowanego nadprodukcją energii elektrycznej. W 2023 r. na Towarowej Giełdzie Energii po raz pierwszy w historii ceny energii elektrycznej osiągnęły ujemną wartość, tj. Operator dopłacał za zużycie energii. Na giełdzie Epex Spot w Amsterdamie ceny w przeliczeniu na złotówki osiągnęły nawet -3,19 za KWh! W sytuacji nadwyżki energii w sieci możliwość jej odbioru przez samochody elektryczne z obciążenia, staje się nagle wielkim atutem, balansującym pracę systemu elektroenergetycznego.
Aby jednak wydobyć ten potencjał, sesje ładowania winny być zgodne z cyklami zużycia energii w całym systemie EE. Innymi słowy powinien istnieć mechanizm, który zachęca do racjonalnego korzystania z energii w sieci. Takim mechanizmem jest taryfa dynamiczna opłat za energię elektryczną. Ta powstaje w oparciu o bilans zużycia oraz generacji energii w danym interwale czasowym (np. piętnastominutowym), co prowadzi do ustalenia ceny za energię na okres danego interwału. Jeśli cena ta będzie w czasie rzeczywistym upubliczniana otwartym protokołem komunikacyjnym, bardzo szybko pojawią się aplikacje, w których użytkownik będzie zaznaczał swoje preferencje (np. ładuj pojazd jedynie, gdy cena spadnie poniżej ustawionej wartości), o które będzie opierać się algorytm ładowania. Można to przyrównać do nawigacji satelitarnej, gdzie program na bieżąco przelicza czas przejazdu po poszczególnych wariantach tras i sugeruje najoptymalniejszy.
Tak należy rozumieć wszystkie krzykliwe artykuły prasowe, które atakują nas stwierdzeniami, w których „operator wyłącza ładowarki w szczycie zapotrzebowania na energię!”. Tak, wyłącza, gdyż jeszcze obecnie brakuje odpowiednich mechanizmów rynkowych do optymalizacji czasu ładowania, ale gdy te mechanizmy się pojawią, to dodatkowe zapotrzebowanie na energię, skalibrowane z okresami nadprodukcji dadzą całej elektroenergetyce ogromne synergie. Warto przy tej okazji wspomnieć, że Polskie Sieci Elektroenergetyczne pracują obecnie nad wdrożeniem Centralnego Systemu Informacji o Rynku Energii (CSIRE), który pozwoli na dynamiczne modelowanie stanu zużycia i produkcji energii w sieci, co umożliwi wprowadzenie taryfy dynamicznej.
Wirtualny magazyn energii, technologia V2G
Wróćmy do ilości pojazdów elektrycznych na polskich drogach, czyli potencjalnie ogromnego magazynu energii na kołach. Jeśli przyjmiemy, że przeciętny pakiet akumulatorów gromadzi energię 50 kWh, to dla dużej ich ilości, ta energia wyniesie (roczna dostępna pojemność magazynu przy założeniu, że pakiet byłby ładowany – rozładowany raz dziennie):
dla 98 tys. – 4,9 GWh (1,79 TWh),
dla mln – 50 GWh (18,25 TWh),
dla 27,8 mln – 1,39 TWh (507,350 TWh).
Przypomnijmy, że w całym 2022 r. produkcja energii elektrycznej wyniosła 178,8 TWh!
Wszystkie te pojazdy są zatem jednym wielkim rozproszonym magazynem energii, z którego mogłaby w chwilach kryzysowych korzystać polska energetyka. W praktyce wyglądałoby to tak, że użytkownik pojazdu elektrycznego mógłby udostępnić poprzez aplikację część swojego pakietu akumulatorów na potrzeby „wirtualnego tradera energii”, który miałby zgodę na oddanie określonej porcji energii z pakietu do sieci.
Nie byłoby więc tak, że system rozładował by nam pakiet „do zera” i nigdzie byśmy nie pojechali. Wiedząc, że na codzienne dojazdy do pracy zużywamy zaledwie ułamek pojemności pakietu, moglibyśmy ustawić, że aplikacja ma prawo z niego korzystać, np. w zakresie 55-80% SoC.
Upraszczając, jeśli udostępnilibyśmy jedynie 25% energii naszego akumulatora dla operatora, to wartości wyglądałby tak (w nawiasach wartość rynkowa przy założeniu sprzedaży energii za 0,7 zł/kWh):
dla 98 tys. – 1,2 GWh (0,85 mln zł dziennie, 312,98 mln zł rocznie),
dla mln – 12,5 GWh (8,75 mln zł dziennie, 3,194 mld zł rocznie),
dla 27,8 mln – 0,35 TWh (243,25 mln zł dziennie, 88,786 mld zł rocznie).
Jak widać – już obecnie jest to duży potencjał, który nie jest wykorzystywany przez brak odpowiednich regulacji prawnych, protokołów komunikacyjnych oraz infrastruktury. Jednak korzyści płynące z technologii Vehicle to grid (V2G) są tak duże, że tylko kwestią czasu jest komercjalizacja tej technologii, co już następuje np. w Chinach.
Podsumowanie
Niniejszy artykuł jest próbą pokazania, że elektromobilność jest nie tyle zagrożeniem co komplementarnym narzędziem, wspomagającym pracę sieci elektroenergetycznej.
Obecnie jeszcze tego nie widać, gdyż postęp techniczny ma swoją bezwładność, ale elektryczny transport w połączeniu z nowoczesną, opartą o algorytmy siecią elektroenergetyczną, przyniesie synergie, które skokowo podniosą konkurencyjność całej gospodarki. Co ciekawe, tych synergii jest więcej niż opisano w artykule, gdyż samochody elektryczne mogą:
kompensować moc bierną pojemnościową i indukcyjną,
zapewniać rezerwę na wypadek przerwania ciągłości sieci elektroenergetycznej,
zapewniać punktowe wyspy wielkich mocy w miejscu pozbawionym infrastruktury (np. tymczasowe warsztaty naprawcze w miejscach oddalonych od przyłączy dużej mocy).
Zastosowań będzie z resztą tylko przybywać wraz z rozwojem technologii, tak jak to miało miejsce w przypadku komputerów, które również zaczęły skromnie – jako maszyny liczące.
Przyszłość niesie więc wiele możliwości i nie należy się jej bać, ale chwytać szansę, która się dla nas pojawia. Obecni pionierzy będą w przyszłości spijać śmietankę w postaci konkurencyjności gospodarki, a co za tym idzie podwyższonych marż.
Tekst został pierwotnie opublikowany w Green Car Magazine 13/2024.
Rafał Biszcz
Ekspert sektora bateryjnego. W przemyśle bateryjnym aktywnie działa od od 2018 r. Współuczestniczył w uruchomieniu fabryki LG Energy Solutions we Wrocławiu. Doradca zarządów i konsultant projektów z branży elektromobilności. Chief Manufacturing Engineering Officer w OLA Electric – pierwszej gigafabryce ogniw w Indiach. Twórca startupu High Yield Battery Fab, wdrażający polską technologię produkcji ogniw Li-ion.
Rys. 1. Źródło: POLSKA NET-ZERO 2050: Mapa drogowa osiągnięcia wspólnotowych celów polityki klimatycznej dla Polski do 2050 r., Centrum Analiz Klimatycznych, Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami, 2022
Fot.: pixabay
Autor: Rafał Biszcz
(Artykuł z wydania nr 5-6(96)/2024 „Nowa Energia” )
