Spis treści
Jeśli rządowy plan elektryfikacji transportu ma ruszyć, operatorzy sieci elektroenergetycznych będą musieli sprostać nowym wyzwaniom. Ładowarki samochodów elektrycznych, a zwłaszcza autobusów, już dziś potrzebują ogromnych mocy, które dystrybutorzy będą musieli dostarczyć w miastach.
Jednym z zasadniczych założeń projektu rządowego planu rozwoju elektromobilności jest docelowa integracja pojazdów elektrycznych z siecią. Rzecz oczywista, za pośrednictwem infrastruktury ładowania – zarówno specjalnych ładowarek o dużych mocach, jak i domowych gniazdek. Co prawda zagraniczne doświadczenia jednoznacznie wskazują, że bez sieci łatwo dostępnych ładowarek cały plan nie ruszy z miejsca, ale samochód możemy też naładować „w domu”, gdy z niego nie korzystamy. Czyli przede wszystkim w nocy.
W pierwszych przymiarkach do elektromobilności rząd wskazywał na korzyści jakie da taki model. Przede wszystkim ograniczenie tzw. doliny nocnej, czyli podniesienie zużycia energii w godzinach jej najmniejszej konsumpcji. Ma to same zalety – elektrownie nie muszą zbytnio ograniczać produkcji, a sieci są mniej narażone na tak nielubiane przez nie wahania obciążenia.
W praktyce sprawy nie wyglądają jednak tak różowo. Możemy założyć, że przeciętny użytkownik osobowego „elektryka” wraca nim z pracy, podłącza do gniazdka i przestaje go interesować cokolwiek, poza tym, aby bateria była rano naładowana. Rozważając wpływ takiego zachowania na sieć dystrybucyjną, otrzymujemy wynik, który każdego operatora przyprawia natychmiast o ból głowy. Mimo, że do domowego wolnego ładowania potrzebna moc nie przekracza 4 kW, to masowość (bo w założeniu samochodów na prąd ma być dużo) opisanego zachowania generuje potężny skok obciążenia sieci. I to w godzinach wieczornego szczytu. Za to później w nocy mamy spadek obciążenia, bo baterie samochodów są już naładowane.
Inteligentne liczniki w domach
Pomijając nieprzystające do innowacyjności całego systemu rozwiązania typu „zabrania się ładowania w godz. 18-22 pod karą przewidziana w ustawie…”, jedyne racjonalne wyjście z sytuacji to zarządzanie popytem. Najlepiej w jakiś innowacyjny sposób, czyli żeby każdy samochód był podłączony do sieci poprzez urządzenie, które może włączyć (lub wyłączyć) ładowanie na sygnał z zewnątrz, wtedy, kiedy operatorowi sieci dystrybucyjnej jest to akurat na rękę, a w elektrowniach jest dostępna moc. Oczywiście pod warunkiem, że bateria będzie naładowana na taką to a taką godzinę poranka. Takie urządzenie to na przykład prawdziwie „inteligentny” licznik (z ang. AMI) z funkcją sterowania poborem mocy.
Przy okazji rozwiązanie takie otwiera pole do nowych usług sieciowych. Ktoś będzie musiał informacje, transmitowane przez liczniki AMI zagregować, przetworzyć, zestawić z oczekiwaniami operatora sieci i sytuacją na rynku energii, wydać odpowiednie polecenia i zainkasować umówioną zapłatę za usługę. Zresztą na Zachodzie takie pomysły zaczynają już nabierać kształtów, w pierwszej kolejności dla firmowych flot pojazdów, które zazwyczaj w określonych godzinach ładowane są w określonych miejscach. W efekcie zamiast w modernizację i wzmacnianie sieci na trudną do wyobrażenia skalę, operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) skupią się na zakładaniu prawdziwie „inteligentnych” liczników, co na pewno wyjdzie taniej. Nawet doliczając opłaty za usługę zarządzania popytem. Tym niemniej to dodatkowy wydatek i OSD słusznie oczekiwać będą od rządu odpowiednich mechanizmów wsparcia.
System w przyszłości może także pozwolić na zdecydowanie większy udział tzw. nieprogramowalnych źródeł energii ─ jak wiatraki i fotowoltakia. Pozwoliłby bowiem na wykorzystywanie nadwyżek energii w wietrzne i słoneczne dni do doładowywania baterii samochodowych.
Inteligentne ładowarki na ulicach
Zaawansowane systemy zarządzania będą potrzebne także w stacjach ładowania. Co prawda najszybsze ładowarki samochodów osobowych mają moc ponad 40 kW (najnowsze ładowarki Tesli umożliwiają już ładowanie z mocą nawet 150 kW), a odbiorniki tego rodzaju już dziś są wyposażane w liczniki rejestrujące szereg paramentów. Jednak zwykle dane z takich liczników są przekazywane tylko cztery razy na dobę. To za mało, aby OSD miał właściwy obraz sytuacji w danej sieci dystrybucyjnej, jeżeli znajdzie się w nich np. kilkadziesiąt szybkich ładowarek. Wtedy dodatkowe obciążenia idą już w megawaty. Poza tym przy rosnącej liczbie samochodów same dane nie wystarczą operatorom. Potrzebne będą także możliwości sterowania poborem mocy.
─ Firmy energetyczne zwracają szczególną uwagę na zarządzanie zapotrzebowaniem na moc ładowarek ─ przyznaje Wojciech Dziwisz, kierownik ds. rozwoju biznesu e-mobility ABB. ─ Na razie ich oprogramowanie pozwala zwykle na ograniczanie mocy na stałe lub w wybranych okresach ─ np. w godzinach szczytu. Nie ma jeszcze zapotrzebowania na bardziej zaawansowane systemy zarządzania poborem mocy, uzależnione np. od aktualnej sytuacji w sieci dystrybucyjnej, czy na rynku energetycznym, ale nic nie stoi na przeszkodzie, by oprogramowanie rozwijało się w tym kierunku. Popyt na tego typu rozwiązania może powstać dzięki znacznemu wzrostowi liczby samochodów elektrycznych poruszających się po drogach ─ tłumaczy. Co więcej, jest szansa, że takie rozwiązania będą powstawać w Polsce. Krakowskie centrum badawczo-rozwojowe jest jednym z dwóch globalnych centrów ABB zajmujących się właśnie e-mobilnością.
Moc autobusów
Oczywiście to nie jedyne problemy, którym przyjdzie się zmierzyć dystrybutorom w trakcie prac nad elektromobilnością. W pierwszej kolejności elektryfikowany ma być transport publiczny, a ładowanie baterii autobusów to znacznie większe obciążenia dla sieci.
Jeden z najnowocześniejszych systemów ładowania ─ TOSA, wdrażany już komercyjnie w Genewie, umożliwia doładowywanie autobusów elektrycznych bezprzewodowo (indukcyjnie) na wybranych przystankach autobusowych w ciągu zaledwie 15 sekund. Dzięki temu autobusy mają praktycznie nieograniczony zasięg na swojej trasie. Moc ładowania to jednak aż 600 kW. Na tym jednak nie koniec. Polski dostawca systemów ładowania miejskich autobusów ─ zielonogórska EkoEnergetyka ─ dostarcza już stacje ładowania na pętlach autobusowych z mocą od 200 kW do 1 MW.
To ogromne wyzwanie dla dystrybutorów energii, którzy zapewne chętniej widzieliby systemy ładowania samych baterii na zajezdniach w nocy i ich wymianę w autobusach w ciągu dnia, czyli tzw. swapping. Taki system testują wspólnie Jaworzno i Tauron Dystrybucja. Przed miesiącem gmina podpisała umowę na dostawę 16 polskich solarisów z wymienialnymi bateriami. Jednak równolegle inwestuje także w stacje bezprzewodowego doładowywania na przystankach. Na razie ma dwie o mocy 190 kW każda.
Wyzwanie dla dystrybutorów
Planowana przez rząd elektryfikacja transportu publicznego i prywatnego brzmi bardzo atrakcyjnie i jest z pewnością dobrym kierunkiem. Tym bardziej, że rosnące zużycie energii na potrzeby ładownia samochodów elektrycznych może znacznie zwiększyć przychody spółek sieciowych w kolejnych dekadach. W sytuacji gdy część odbiorców przemysłowych i domowych będzie przechodzić na własne zasilanie, pieniądze płynące z tego sektora mogą mieć dla nich coraz większe znaczenie.
Ale wiadomo, że „im dalej w las, tym więcej drzew”. Polska powoli wjeżdża do lasu elektromobilności, więc już trzeba zastanawiać się co zrobić, żeby na żadnym z tych drzew się nie rozbić.
