Технология – ключевой вопрос

Гибкая энергогенерация (без базовой нагрузки)

Уже понятно, что перемежающаяся солнечная или ветровая энергия в конце концов станет неотъемлемой частью базовой нагрузки. Эксперты по энергетике сходились во мнении, что базовая нагрузка несовместима с возобновляемой энергией. В дополнение к генераторам возобновляемой энергии нужны управляемые электростанции, которые могут относительно быстро наращивать и сбрасывать мощность выработки. Для обеспечения этих резервных генерирующих мощностей энергетический рынок придется реструктурировать, вот почему в Германии все больше говорят о рынке мощностей и стратегическом энергетическом резерве. Планы не были реализованы к 2017 году. Вместо этого был создан «зимний резерв» с различной мощностью на каждый год (2017-18 — 10,4 ГВт). По факту, этот резерв является рынком мощностей.

«Зимний резерв», как ожидается, будет расширен с 2,5 до 4 гигаватт. «Зимний резерв» включает электростанции, которые нужны только в экстренных случаях, как правило, в пик спроса на энергию во время отопительного сезона. Такие электростанции получают компенсацию за их резервные услуги, однако им запрещено продавать энергию другим клиентам.

Что мы делаем, когда не светит солнце и не дует ветер? За пределами Германии часто звучит мнение о том, что традиционные электростанции будут необходимы в качестве переходной технологии на пути к возобновляемой энергетике в этом столетии. В частности, говорят об обеспечении базовой нагрузки, которую не может обеспечить неустойчивая генерация ветровых турбин и солнечных панелей. Но Германия уже получает такую большую долю вырабатываемой энергии за счет использования ветра и солнца, что имеет другую точку зрения. К удивлению многих иностранных наблюдателей, немцы осознают, что потребность в базовой нагрузке скоро отойдет в прошлое. Требуется гибко и быстро управляемая генерация, а не базовая нагрузка. Разницу легко понять при рассмотрении центральных электростанций — угольных и атомных. В идеале эти станции вводят в строй и эксплуатируют почти на полной мощности до тех пор, пока не потребуется ремонт. Атомные станции, в частности, неспособны быстро, в течение нескольких часов, наращивать и сбрасывать мощность, и попытки сделать это плохо отражаются на финансовом балансе в двух отношениях: во-первых, постоянные расходы остаются прежними, только затраты на топливо слегка сокращаются, таким образом, стоимость вырабатываемой энергии возрастает; а во-вторых, сами станции испытывают тепловую нагрузку, которая сокращает общий срок их эксплуатации.

Для четырех крупнейших энергетических компаний Германии эта новая ситуация представляет собой дилемму. Они устанавливают генерирующие мощности, исходя из предположения, что смогут продавать энергию с большой надбавкой во время пиковых нагрузок. Сейчас уровень потребления не изменился и по-прежнему достигает 70 мегаватт в определенные дни, но солнечная и ветровая энергия сокращают уровень потребления традиционной энергии до 40 — примерного уровня базовой нагрузки, обеспечение которого осуществляют большие энергетические корпорации. Всего десять лет назад большие компании недооценивали ветровую и солнечную энергетику, считая их нишевыми технологиями, которые никогда не смогут обеспечить существенную часть энергоснабжения, — а сейчас солнечная и ветровая энергия делает эти компании все более нерентабельными.

В 2015 году немецкая энергетическая компания E.ON разделилась на две компании: одна — для возобновляемых источников энергии и новых услуг, другая — для традиционной энергетики. Шведская государственная энергетическая компания Vattenfall также объявила о планах отказа от своих угольных активов в Германии, однако мотивация при этом была политическая, не финансовая. Шведское правительство, выбранное в 2014 году, стремится к тому, чтобы шведские фирмы за рубежом, оставались такими же «чистыми», как и компании внутри страны. Правительству федеральной земли Баден-Вюртемберг принадлежит энергетическая компания EnBW, которая в настоящее время реализует «более зеленую» стратегию. Энергетическая компания RWE также провела разделение на отдельные структуры. Эта компания владеет слишком большим количеством каменного угля (на его долю приходится более трети общего производства электроэнергии компанией), и он остается относительно выгодным на немецком рынке электроэнергии. В компании E.ON за счет каменного угля вырабатывается лишь шесть процентов электроэнергии; в 2015 году треть ее выработки электроэнергии приходилась на нефть и газ. Компания E.ON — одна из тех, кто оказалась наиболее затронут поэтапным отказом от ядерной энергетики. Большинство таких предприятий инвестирует в основном в возобновляемые источники энергии за рубежом: RWE в Великобритании, E.ON в Великобритании и Соединенных Штатах — в тех странах, в которых такие инвестиции не идут в разрез с существующими активами компаний.

Неожиданный результат: возобновляемые источники вытесняют природный газ

Этот результат отчасти был запланирован, а отчасти - нет. Незапланированная часть заключается в том, что возобновляемая энергетика, замещая газ на средних нагрузках, делает непривлекательными инвестиции в газовые турбины, так как время их работы в течение года сокращается. По сути, Германии требуется такое количество распределяемых установленных мощностей, которое соответствует уровню пикового годового потребления, что сейчас составляет около 80 гигаватт и возникает в зимнее вечернее время, после захода солнца. Таким образом, значительная часть этих 80 гигаватт должна генерироваться на производящих распределяемую энергию газовых турбинах. Этот вариант рассматривается как лучший с технической точки зрения, так как не требует дополнительной инфраструктуры и позволяет создавать сезонные резервы энергии. По подсчетам немецких ученых, резервная мощность существующих газовых трубопроводов страны может вместить количество газа, достаточное для обеспечения энергетических нужд страны в течение четырех месяцев.

Хотя этот вариант признан лучшим с технологической точки зрения, он вызывает финансовую проблему: уровень оптового ценообразования на энергетической бирже сейчас настолько низок, что инвестиции в дополнительные генерирующие мощности нерентабельны. Четыре крупнейших энергетических компании Германии отказались от планов установки новых газовых турбин; более того, существует мнение , что некоторые действующие турбины могут быть отключены от сети, так как они теперь не эксплуатируются достаточное количество часов в год. Тем не менее, в 2016 году рентабельность газовых турбин несколько улучшилась, поэтому ренессанс энергии природного газа все еще возможен.

Хотя эта ситуация была предсказуема, возобновляемая энергетика развивалась намного быстрее, чем предполагали ее сторонники. Особенно это касается фотоэлектричества в период 2010-2012 гг., когда устанавливалось ежегодно 7,5 гигаватта генерирующих солнечных мощностей. Если немецкий рынок фотоэлементов продолжит расти на уровне этих трех лет (в 2014 году были установлены 1,9 гигаватта, в 2015 году — 1,4 гигаватта), страна в результате получит более 150 процентов пиковой нагрузки в летний сезон, что составляет 60-70 гигаватт в рабочие дни и 50 гигаватт в выходные. Диаграмма показывает, что этого можно достигнуть, если к 2020 году будет введено в строй «всего» 70 гигаватт фотоэлектрических мощностей (официальная цель правительства — 52 гигаватта к 2020 году).

На диаграмме не указана базовая нагрузка; серым цветом показаны уровни средней и пиковой нагрузки. Очевидно, что Германии требуется парк очень гибких генераторов распределяемой энергии, способный каждый день наращивать мощность от 10 до 50 и более гигаватт в течение всего нескольких часов. В настоящее время в стране нет таких гибких генерирующих мощностей, а все планы строительства новых электростанций теперь, с учетом низких оптовых цен на энергетическом рынке, находятся под вопросом. С 2010 до 2016 год оптовые цены на энергию на немецкой энергетической бирже упали примерно наполовину. Одной из главных причин является, в частности, рост солнечной энергии: поскольку большая ее часть вырабатывается около полудня, спрос на максимальную мощность в полуденные часы был значительно компенсирован.

Одним из обсуждаемых выходов из ситуации являются выплаты владельцам генерирующих мощностей. При этом владельцы быстро перераспределяемых мощностей будут получать деньги не только за произведенные киловатт-часы, но также за киловатты, содержащиеся в резерве. В 2015 году немецкое правительство решило сохранить плату за мощность в небольшом количестве, увеличив «зимний запас» с 2,5 до 4,0 гигаватта. На сезон 2017-18 этот объем был увеличен до 10,4 ГВт. Германия вырабатывает более 100 ГВт распределяемой мощности.