Ocena potencjału ekonomicznego sprężonego powietrza W ramach finansowanego przez KE projektu AA-CAES zajęto się ulepszeniem technologii sprężonego powietrza w celu usprawnienia produkcji energii elektrycznej za pomocą turbin wiatrowych. Zbadano również finansowe możliwości realizacji w odniesieniu do technologii hybrydowych, opracowując modele umożliwiające ustalenie ich potencjału. Energia © Shutterstock Powietrze zostaje sprężone w jaskiniach o porowatych ścianach, w których może być przechowywane pod ciśnieniem 100 barów lub większym, służąc jako źródło energii. Sprężone powietrze, gdy powraca na powierzchnię, zostaje ogrzane i użyte do napędzania generatora prądu elektrycznego za pomocą turbiny. Jednak żaden z dwóch zakładów działających na skalę światową nie uzyskał sprawności konwersji przekraczającej 55%. W związku z tym w ramach nowych inicjatyw badawczych zajęto się wykorzystaniem nadmiaru sprężonego powietrza do napędzania turbin wiatrowych. Mariaż tych dwóch technologii, choć pozornie nieprawdopodobny, okazuje się sensowny, ponieważ turbiny wiatrowe nie wytwarzają energii w sposób stały. Są zależne od wiatru i warunków pogodowych. Aby jednak techniki mogły działać razem, należało przeprowadzić badania w wielu ważnych dziedzinach. Wzięto pod uwagę odpowiednie urządzenia magazynujące ciepło oraz opracowano ekonomiczne modele zakładów z zastosowaniem niezbędnych norm bezpieczeństwa. Zajęto się również opracowaniem szybko reagujących turbin ślizgowo-ciśnieniowych. Opracowaniem szczegółowych ekonomicznych modeli masowego magazynowania energii elektrycznej na rynki europejskie zajęli się uczestnicy projektu z Universitaet Koeln. Opracowano trzy ekonomiczne modele specjalnie na potrzeby projektu, niemniej zadbano też, aby możliwe było ich zastosowanie do wszelkich sposobów wytwarzania energii, a tym samym na wszystkich rynkach energii. Pierwszy model o skrótowej nazwie GEMS oparto na zasadzie "inwestycja i rozdział", stosowanej w niemieckim systemie energetycznym. Przede wszystkim miał on służyć ustalaniu możliwych sposobów obniżenia kosztów wytwarzania energii na bazie zarówno długofalowych inwestycji, jak i krótkofalowej eksploatacji. Następnie model GEMS zaadaptowano do rynku holenderskiego, tworząc pochodny model GEMS-CHP. Uwzględniono w nim elektrociepłownie, lecz z wyłączeniem zakładów opartych na węglu brunatnym i elektrowni szczytowo-pompowych. W trzecim modelu o nazwie DIMEX stanowiącym model optymalizacji liniowej, biorąc pod uwagę ograniczenia techniczne i parametry ekonomiczne, ustalono optymalny rozdział obciążeń zakładu i uzyskiwane przychody.
