Japonsko-finská výzkumná skupina posoudila vyrovnané náklady na energii solárních elektráren dodávajících elektřinu do datových center v chladném klimatu. A zjistila, že elektřina z využité FV by mohla být podstatně levnější než elektřina ze sítě, i

Japonsko-finská výzkumná skupina posoudila vyrovnané náklady na energii solárních elektráren dodávajících elektřinu do datových center v chladném klimatu. A zjistila, že elektřina z využité FV by mohla být podstatně levnější než elektřina ze sítě, i když se používá s bateriovým úložištěm.

Mezinárodní výzkumný tým analyzoval, jak lze solární FV využít k napájení datových center (DC) v oblastech s chladným klimatem. A to spolu s využitím odpadního tepla datových center.

Simulovali několik scénářů DC umístěných ve Finsku a severním Japonsku. A zvažovali ceny energie pro rok 2019, před pandemií COVID-19 a před energetickou krizí v Evropě, a sazby pro rok 2023.

„Místní výroba obnovitelné energie a využití odpadního tepla se v datových centrech stále používají jen zřídka. I když nedávné vysoké ceny elektřiny značně zvýšily ekonomickou hodnotu investic do vlastní výroby a energetické účinnosti,“ uvedli akademici. „Přínosy a nákladová efektivita opatření udržitelnosti datových center také ještě nebyly důkladně prozkoumány v oblastech s chladným klimatem, kde průmysl datových center v současnosti rychle roste.“

DC a energetická infrastruktura se simulovaly v MATLABu, se dvěma scénáři umístěnými v Helsinkách a dvěma scénáři umístěnými v severojaponském městě Sapporo. Údaje o spotřebě elektřiny se založily na zaznamenaných hodnotách pro provozní DC v jižním Finsku. A také na modelovaných profilech spotřeby pro DC nacházející se v severním Japonsku.

Účinnost a využití FV v datových centrech

„Obě tyto lokality sdílejí chladné klima a mnoho konkurenčních výhod identifikovaných jako klíčová kritéria pro stejnosměrný průmysl. Nicméně se zřetelnými rozdíly v účinnosti solární fotovoltaiky, dodávce elektřiny a využití odpadního tepla,“ zdůraznila skupina. ,,Zejména profil výroby solárních fotovoltaických systémů."

Pro každou lokalitu akademici simulovali jak středně velký DC se zátěží 2,5 MW, tak hyperscale DC se zátěží 25 MW. V případě Helsinek zvažovali použití FV systému o výkonu 0,96 MW na střeše menší elektrárny a 9,6 MW na střeše největší elektrárny. A v Japonsku bylo zatížení 0,48 MW a 4,8 MW. Navíc v obou lokalitách měly menší DC externí produkci FV 5 MW a hyperscale DC měly 50 MW. Menší elektrárny měly lithium-iontovou baterii (LIB) o kapacitě 10 MWh, zatímco větší měly 100 MWh úložiště.

„Každý scénář posuzoval efektivitu jak střešních solárních fotovoltaických systémů, tak externích solárních fotovoltaických systémů. A to s možností buď prodat přebytečnou solární fotovoltaickou elektřinu do elektrické sítě, nebo ji uložit. Proto, aby uspokojila poptávku v následujících hodinách pomocí LIB,“ uvedla skupina. „V helsinských scénářích bylo stejnosměrné odpadní teplo použito k výrobě dálkového vytápění (DH) v oblasti Helsinek. Zatímco japonské scénáře posuzovaly možnost využití odpadního tepla pro tání sněhu v regionu Sapporo."

Využití k výrobě dálkového vytápění

Rozdíl ve využití odpadního tepla se způsobil rozdílnými podmínkami v zemích. Zatímco stávající sítě CZT ve Finsku by mohly umožnit efektivní využití rekuperovaného odpadního tepla pro vytápění budov. V severním Japonsku již existuje vysoká poptávka po účinnějších způsobech odstraňování sněhu během zimy. Přičemž město Sapporo vynakládá více než 3 mld. Kč ročně.

„Střešní solární fotovoltaický systém v datových centrech o výkonu 2,5 MW a 25 MW by měl náklady životního cyklu (LCC) přibližně 33 mil. Kč/MW ve Finsku nebo Japonsku. Zatímco větší fotovoltaický systém by byl schopen prodávat přebytečnou elektřinu do sítě, která by stála mezi 2,6 mil. Kč/MW a 30 mil. Kč/MW během své životnosti ve Finsku. A nebo mezi 25 mil. Kč/MW a 30 mil. Kč/MW v Japonsku,“ vysvětlili vědci.

Efektivní využití odpadního tepla

Podle jejich zjištění by střešní solární fotovoltaický systém měl ve Finsku vyrovnané náklady na elektřinu (LCOE) ve výši 2 300 Kč/MWh ve srovnání s náklady na elektřinu ze sítě ve výši 1 500 Kč/MWh v roce 2019 a 4 300 Kč/MWh v roce 2022. LCOE většího fotovoltaického systému se pohybuje mezi 1 800 Kč/MWh a 2 400 Kč/MWh v závislosti na cenách elektřiny.

„Vyšší celkové ceny elektřiny a lepší solární výkon v Japonsku činí ve většině scénářů ziskové střešní i větší solární fotovoltaické systémy. A to proto, protože LCOE fotovoltaické elektřiny je pouze mezi 1 600 Kč/MWh a 1 800 Kč/MWh ve srovnání s LCOE elektřiny ze sítě, která se pohybuje od 3 tis. Kč/MWh v roce 2019 a 5 600 Kč/MWh v roce 2023,“ poznamenala skupina. „Podobně vyšší množství slunečního záření dostupného v severním Japonsku také zvyšuje efektivitu bateriových úložišť v Japonsku s LCOE 4 600 Kč/MWh. Čož z něj činí životaschopnou možnost při současných cenách elektřiny.“

„Prodej přebytečné fotovoltaické elektřiny do sítě a využití odpadního tepla pro dálkové vytápění se také ukázalo jako efektivní v datových centrech ve Finsku. Zatímco skladování baterií a tání sněhu jsou vhodnější pro využití nadbytečné fotovoltaické elektřiny a odpadního tepla datových center v severním Japonsku“, uzavřeli akademici.

Jejich poznatky se prezentovaly v „Potenciál solární fotovoltaiky a využití odpadního tepla v datových centrech s chladným klimatem. Případová studie: Finsko a severní Japonsko,“ publikovaná v Renewable and Sustainable Energy Reviews. Skupina se skládala z vědců z finské univerzity Aalto a japonské univerzity Hokkaido.

Zdroj: pv-magazine, Vapol