Technologia: Sprawa o kluczowym znaczeniu

Elastyczna produkcja energii (koniec z dostawą pasmową)

Już dziś wiadomo, że niestała energia z wiatru i słońca będzie w dużym stopniu konstytuować dostawę pasmową. Eksperci energetyczni są od lat świadomi nieprzystawalności niestałych źródeł energii do potrzeb obciążenia podstawowego. OZE muszą uzyskać wsparcie w postaci dyspozycyjnych elektrowni, które są względnie elastyczne. Elektrownie takie będą miały więcej wspólnego z dzisiejszym obciążeniem średnim lub szczytowym (jak turbiny gazowe) niż z obciążeniem podstawowym (jak elektrownie atomowe, które są mało elastyczne). Finansowanie tych rezerwowych mocy wytwórczych wymaga przeprojektowania rynku energii. Dlatego też w Niemczech nasila się dyskusja wokół rynków mocy (ang. capacity markets) i strategicznej rezerwy energetycznej. W 2017 r. nie sfinalizowano jeszcze żadnych planów. Zamiast tego tworzona jest corocznie „rezerwa zimowa” o zmiennej mocy (2017/18: 10,4 gigawata). Rezerwa ta stanowi w gruncie rzeczy rynek mocy.

Oczekuje się, że rezerwa zimowa zostanie zwiększona z 2,5 do 4 gigawatów. Rezerwa zimowa pokrywana jest przez elektrownie, które potrzebne są tylko w przypadku wystąpienia nagłej potrzeby, zwykle kiedy zapotrzebowanie na energię osiąga szczytową wielkość podczas sezonu grzewczego. Elektrownie te otrzymują kompensację za usługę pozostawania w gotowości, ale zakazuje się im sprzedawania energii w innych przypadkach.

Co robić, kiedy słońce nie świeci a wiatr nie chce wiać? Poza granicami Niemiec często przeważa pogląd, że konwencjonalne elektrownie będą przejściowym etapem technologicznym na drodze do całkowitego przejścia na energię odnawialną, które ma nastąpić w tym stuleciu. Mówi się w szczególności o zapotrzebowaniu na moc podstawową, której turbiny wiatrowe czy panele słoneczne z racji wykorzystania niestałych źródeł energii nie są w stanie zapewnić. Perspektywa Niemiec jest w tej kwestii odmienna, gdyż już dziś czerpią one znaczne ilości energii z wiatru i słońca. Ku zaskoczeniu wielu zagranicznych obserwatorów, Niemcy doszły do przekonania, że popyt na moc podstawową wkrótce zupełnie zniknie. Zamiast obciążenia podstawowego potrzebna jest generacja mocy, która jest elastyczna i wysoce dyspozycyjna. Łatwo zrozumieć różnicę, jeśli przywoła się przykład elektrowni węglowych i atomowych. W teorii obiekty te działają w pełnym obciążeniu od momentu rozruchu aż do chwili, kiedy wymagają prac konserwacyjnych. W szczególności w elektrowniach atomowych trudno zwiększyć lub zmniejszyć obciążenie w przeciągu kilku godzin, a próby uczynienia tego są w ostatecznym rozrachunku mało opłacalne z dwóch powodów: po pierwsze, koszty stałe pozostają na takim samym poziomie z jedynie nieznacznym spadkiem kosztu paliwa, zatem koszt energii wyprodukowanej w takiej elektrowni rośnie; po drugie, elektrownie poddawane są zmęczeniu cieplnemu, co skraca całkowity okres ich eksploatacji.

Dla czterech głównych spółek energetycznych w Niemczech ten rozwój sytuacji stanowi nie lada dylemat. Inwestowały one w swoje moce wytwórcze opierając się na założeniu, że będą w stanie sprzedawać energię z dużą marżą w okresie szczytowej konsumpcji. Dziś konsumpcja pozostaje na niezmienionym poziomie i podczas szczytu w określone dni przekracza 70 megawatów, ale energia wiatrowa i słoneczna powoduje zmniejszenie produkcji energii konwencjonalnej do czterdziestu kilku megawatów – jest to mniej więcej poziom, który energetyczni potentaci pokrywają w przedziale obciążenia podstawowego. Zaledwie dziesięć lat temu te same spółki energetyczne bagatelizowały energetykę wiatrową i słoneczną, twierdząc, że nigdy nie będą stanowić znacznej części miksu energetycznego. Obecnie jednak energia słoneczna i wiatrowa coraz bardziej zagrażają ich rentowności.

W 2015 r. niemieckie przedsiębiorstwo energetyczne E.On podzieliło się na dwie firmy: jedną dla odnawialnych źródeł energii i nowych usług oraz drugą dla energii konwencjonalnej. Będące w całości własnością państwa szwedzkiego przedsiębiorstwo energetyczne Vattenfall również zapowiedziało plany odejścia od swoich zasobów węgla w Niemczech, lecz jego motywacja nie jest finansowa tylko polityczna – wybrany w 2014 roku szwedzki rząd chce, aby firma była tak samo „czysta” za granicą jak jest u siebie. Rząd Badenii-Wirtembergii jest właścicielem przedsiębiorstwa energetycznego EnBW, które realizuje obecnie „bardziej zieloną” strategię. Przedsiębiorstwo energetyczne RWE również podzieliło się na dwie firmy. RWE posiada dużo elektrowni zasilanych węglem brunatnym (więcej niż jedna trzecia produkcji energii), co pozostaje stosunkowo zyskowne na niemieckim rynku energii. W przeciwieństwie do RWE, E.On posiada tylko 6% takich elektrowni, a jedna trzecia ich produkcji energii w 2015 r. pochodziła z ropy i gazu. E.On jest firmą najbardziej dotkniętą procesem wygaszania energii jądrowej, RWE natomiast stopniowym wycofywaniem węgla. Większość tych przedsiębiorstw inwestowała głównie w odnawialne źródła energii za granicą – RWE w Wielkiej Brytanii, E.On w Wielkiej Brytanii i Stanach Zjednoczonych – gdzie inwestycje te nie kolidują z ich istniejącymi interesami.

Niezamierzony skutek: OZE wypierają gaz ziemny

Skutek ten jest częściowo zamierzony, a częściowo nie. Niezamierzony efekt polega na tym, że przejmując obciążenie średnie, OZE czynią nieatrakcyjnymi inwestycje w turbiny gazowe opalane gazem ziemnym. Oznacza to, że turbiny te w skali roku nie wypracowują już tylu godzin. W zimowe wieczory, kiedy słońce chowa się za horyzontem, Niemcy potrzebują dyspozycyjnej mocy zainstalowanej równoważnej zapotrzebowaniu na poziomie szczytowym, czyli około 80 gigawatów. Zatem znaczną cześć tych 80 gigawatów muszą dostarczyć dyspozycyjne turbiny gazowe. Ten wariant uważa się za najkorzystniejszy z technologicznego punktu widzenia, gdyż nie wymaga tworzenia nowej infrastruktury i umożliwia sezonowe magazynowanie energii. Niemieccy badacze szacują, że krajowe linie przesyłowe gazu ziemnego są dziś zdolne zmagazynować energię w ilościach odpowiadających czteromiesięcznemu zapotrzebowaniu.

Choć wariant ten wydaje się najlepszy pod względem technologicznym, jego realizacja może napotkać przeszkody w obszarze finansowania: ceny hurtowe energii na giełdzie są dziś tak niskie, że dalsze inwestycje w moce wytwórcze mogą okazać się nieopłacalne. Cztery największe firmy sektora energetycznego nie tylko porzucają plany instalacji kolejnych turbin. Od pewnego czasu słychać także pogłoski, że niektóre z eksploatowanych dziś turbin mogą zostać wyłączone, gdyż wypracowują rocznie zbyt mało godzin. Jednak w 2016 r. rentowność turbin gazowych trochę się poprawiła, więc odrodzenie energii z gazu ziemnego może jeszcze nastąpić.

Choć skutek ten był do przewidzenia, to zaskoczeniem dla większości zwolenników OZE było znaczne tempo zmian, a szczególnie lawinowy rozwój fotowoltaiki w latach 2010-2012, kiedy to rocznie instalowano 7,5 gigawata. Jeśli niemiecki rynek PV rósłby w tempie, jakie utrzymywało się w okresie ostatnich trzech lat (w 2014 r. zainstalowanych zostało tylko 1,9 gigawata, w 2015 r. jedynie 1,4 gigawata), energia słoneczna pokrywałaby ostatecznie 150% szczytowego zapotrzebowania kraju w lecie, sięgającego od 60 do 70 gigawatów w tygodniu i do 50 gigawatów w weekendy. Opracowany przez jednego z niemieckich badaczy diagram pokazuje efekt, jaki wywołałoby zainstalowanie do 2020 r. „zaledwie” 70 gigawatów paneli słonecznych (nie zapominajmy, że oficjalny cel rządu to 52 gigawaty do 2020 r.).

OZE wymaga elastycznych mocy rezerwowych, nie systemowych

Ten diagram nie przewiduje żadnego obciążenia podstawowego; szary obszar ilustruje obciążenie średnie i szczyt. Naturalnie Niemcy będą potrzebowały floty bardzo elastycznych i dyspozycyjnych generatorów mocy, które każdego dnia będą w stanie zwiększyć obciążenie od około dziesięciu do 50 gigawatów na przestrzeni kilku godzin. W kraju nie ma obecnie wielu elastycznych mocy wytwórczych i wszelkie plany budowy nowych elektrowni pozostają pod znakiem zapytania z uwagi na sytuację na rynku i niskie ceny hurtowe energii. Od 2010 do 2015 roku, ceny hurtowe energii na niemieckiej giełdzie energii spadły prawie o połowę. Głównym powodem jest w szczególności wzrost energii słonecznej: ponieważ większość tej energii wytwarzana jest około południa, zapotrzebowanie na moc szczytową w południe zostało w dużym stopniu pokryte.

Diagram ten nie przewiduje żadnego obciążenia podstawowego – szary obszar ilustruje obciążenie średnie i szczytowe. Niemcy będą najwyraźniej potrzebowały floty bardzo elastycznych i dyspozycyjnych generatorów mocy, które każdego dnia będą w stanie zwiększyć obciążenie od około 10 do 50 gigawatów na przestrzeni kilku godzin. Kraj nie ma obecnie tylu elastycznych mocy wytwórczych i wszelkie plany budowy nowych elektrowni pozostają pod znakiem zapytania z uwagi na sytuację na rynku i niskie ceny hurtowe energii. Od 2010 do 2016 r. ceny hurtowe energii na niemieckiej giełdzie energii spadły prawie o połowę. Głównym powodem jest wzrost generowanej energii słonecznej. Ponieważ większość tej energii wytwarzana jest około południa, zapotrzebowanie na moc szczytową w południe zostało w dużym stopniu pokryte.

Możliwym wyjściem z impasu są omawiane obecnie opłaty za zarezerwowane moce wytwórcze (ang. capacity payments). W tak skonstruowanym modelu właścicielom elastycznych mocy wytwórczych płaciłoby się nie tylko za wyprodukowane kilowatogodziny, ale także za kilowatogodziny, które pozostawały dostępne. W 2015 r. rząd Niemiec postanowił utrzymać płatności za zarezerwowane moce wytwórcze na niskim poziomie, zwiększając rezerwę zimową z 2,5 do 4 gigawatów, lecz w zimie 2017/18 zwiększono ją jeszcze bardziej do 10,4 gigawata. Możliwość produkcyjna w Niemczech przekracza 100 GW.