Elektrownie rezerwowe w Niemczech to brakująca połówka Energiewende – pisze Piotr Grądzik, współpracownik BiznesAlert.pl.
Dmuchanie bańki OZE
Co roku pod koniec listopada z niecierpliwością czekam na nowy raport Bundesnetzagentur. I tak jak dziecko domyśla się, co przyniesie święty Mikołaj (bo przecież napisało do niego list), tak i ja, jako uważny obserwator niemieckiego sektora energetycznego domyślam się, co znajdę w raporcie.
Opublikowany kilka dni temu Monitoringbericht 2017 jest godny uwagi, ponieważ zawiera konkretne i pozbawione komentarza dane na temat funkcjonowania niemieckiego systemu elektroenergetycznego. Można by rzec: „mówi jak jest”.
Przedstawione dane pomagają zrozumieć jak działa system elektroenergetyczny z dużym udziałem OZE. Warto jest zwrócić uwagę na zastosowane środki zaradcze zapewniające jego bezpieczną pracę, które w przeszłości – przy niewielkim udziale OZE – nie były konieczne. Podkreślenia wymaga tutaj usługa rezerw mocy. Ale po kolei.
Historia odnawialnych źródeł energii w Niemczech rozpoczęła się umownie wraz z przyjęciem ustawy OZE w 2000 roku, która zapewniła im dobre warunki rozwoju. Było to możliwe po objęciu władzy w Niemczech przez koalicję SPD i Zielonych dwa lata wcześniej. Dzięki temu wydarzeniu terminu „Energiewende” nie trzeba dziś już nikomu tłumaczyć.
W efekcie prowadzonej polityki energetycznej sukcesywnie zwiększała się moc zainstalowana OZE. Udział odnawialnych źródeł w pokryciu zapotrzebowania na energię elektryczną wzrósł z 6,5% w 2000 roku do 16,9% w 2010 roku (wzrost o około 1% rocznie).
Pomimo że były to zauważalne wolumeny, to jednak nie na tyle duże, żeby wpłynąć na poziom hurtowych cen energii lub doprowadzić do znaczącej zmiany fizycznych przepływów mocy w systemie elektroenergetycznym.
Jednak sytuacja zmieniła się po 2010 roku. Odnotowane przyrosty podaży OZE były znacznie większe (2-3% rocznie). W 2012 roku odnawialne źródła energii wytworzyły 142,3 TWh ustępując jedynie węglowi brunatnemu, który to jednak wyprzedziły zaledwie dwa lata później wytwarzając 161,4 TWh. W 2016 roku podaż OZE wyniosła 188,3 TWh.
Tak duże wolumeny subsydiowanej energii, nie mogły pozostać bez wpływu na sytuację na rynku. Występujące okresowo ujemne ceny energii elektrycznej w Niemczech wpisały się w tutejszy krajobraz, a średnie ceny hurtowe znacznie spadły (przy jednoczesnym wzroście cen dla odbiorców końcowych).
O ile w 2011 roku średnia cena za base na giełdzie EEX wynosiła ponad 56 euro/MWh, to w kolejnych latach spadła do nieco ponad 49 euro/MWh (2012), 39 euro/MWh (2013), 35 euro/MWh (2014), 31 euro/MWh (2015), a następnie do 26,6 euro/MWh w 2016 roku.
Zagrożenie dla mocy konwencjonalnych
Z powodu spadku cen hurtowych wiele elektrowni konwencjonalnych utraciło rentowność. Właściciele, nie widząc szans na poprawę sytuacji, postanowili wycofać nierentowne jednostki z eksploatacji. Na to jednak wymagana jest zgoda regulatora rynku energii.
Dotychczas (według stanu na lipiec 2017) wycofano z użytku za zgodą Bundesnetzagentur 7,6 GW mocy konwencjonalnych. Ponieważ większość wycofanych obiektów położona jest na południu kraju, nasilił się problem deficytu mocy w tej części Niemiec, który zaczął być zauważalny po zamknięciu kilku elektrowni atomowych w 2011 roku.
Natomiast jednostki wytwórcze o sumarycznej mocy 6,9 GW uznano za newralgiczne dla zapewnienia bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego i pomimo że przynosiły właścicielom straty, nie wydano zgody na ich likwidację. Działanie to ma nie dopuścić do powiększenia deficytu mocy na południu kraju (lub chociaż spowolnić jego narastanie).
Rezerwa na koszt obywatela
Odpowiedzią rządu na zaistniałą sytuację było przyjęcie rozporządzenia o elektrowniach rezerwowych w 2013 roku. Powołano wówczas nową usługę, tzw. rezerwę sieciową (Netzreserve), potocznie zwaną rezerwą zimową. Jest ona świadczona w okresie październik-marzec przez elektrownie położone na południu Niemiec, które utraciły rentowność i chciały zaniechać działalności, ale ich likwidacja została urzędowo powstrzymana. Ponadto świadczą ją dla niemieckiego systemu elektroenergetycznego elektrownie z innych krajów, położonych na południe od Niemiec tj. z Austrii, Włoch, Francji i Szwajcarii.
Niemieckie elektrownie rezerwowe funkcjonują poza rynkiem energii i są powoływane do pracy jedynie na polecenie OSP, aby przeciwdziałać przeciążającym sieć elektroenergetyczną przepływom mocy w kierunku z północy na południe.
Koszty ich utrzymania w gotowości oraz każdorazowej aktywacji pokrywane są przez odbiorców energii.
Zapotrzebowanie na rezerwę sieciową obliczane jest przez operatorów systemu przesyłowego na każde zimowe półrocze, a następnie zatwierdzane przez Bundesnetzagentur.
W początkowych latach zapotrzebowanie na rezerwę sieciową było niewielkie (np. na zimę 2013/2014 ustalono je na około 2,5 GW). Wówczas operatorzy systemu przesyłowego posiłkowali się elektrowniami rezerwowymi sporadycznie, tylko w wyjątkowych sytuacjach, a koszty usługi były znikome.
Jednak porównując dane z kolejnych lat wyraźnie widać pogorszenie sytuacji.
Brakująca połówka Energiewende
Z najnowszego raportu Monitoringbericht 2017 można dowiedzieć się, że w 2016 roku elektrownie rezerwowe powoływane były do pracy w sumie przez 108 dni. W pierwszym kwartale 2016 roku moc zakontraktowanych rezerw wynosiła 7,5 GW, natomiast w czwartym kwartale 8,4 GW. Koszty utrzymania elektrowni w gotowości to 177,4 mln euro, a koszty ich aktywacji to kolejne 107,4 mln euro (w sumie prawie 285 mln euro).
Czy powyższe dane nie są sprzeczne z często spotykanymi informacjami o sukcesach Energiewende (kolejne pobite rekordy podaży OZE, udział OZE na poziomie około 32%)?
Nie tylko nie są sprzeczne, one się wręcz uzupełniają. To brakująca połówka Energiewende. Brakująca, ponieważ przemilczana – w debacie publicznej raczej nie są dyskutowane techniczne aspekty funkcjonowania niemieckiego systemu elektroenergetycznego (systemu z dużym udziałem OZE). A przemilczane prawa fizyki nie przestają obowiązywać.
W pewnych kategoriach Energiewende należy uznać za sukces. Kraj o niezbyt dobrych, lub wręcz słabych warunkach rozwoju OZE (hydrologicznych, promieniowania słonecznego, wietrzności), osiągnął wysoki udział OZE (w popycie energii elektrycznej) i z pewnością jeszcze go zwiększy w najbliższych latach. Jednak wymieniając sukcesy Energiewende, dla zachowania obiektywizmu należy jednym tchem wymienić, że:
- na potrzeby niemieckiego systemu zarezerwowana jest moc konwencjonalnych elektrowni, która w 2016 roku stanowiła 10% krajowego zapotrzebowania (8,4 GW z 84 GW);
- niemiecki system elektroenergetyczny wymaga wsparcia zagranicznych elektrowni rezerwowych;
- koszt usługi rezerwy sieciowej w 2016 roku to 285 mln euro (czyli niewiele mniej niż koszt budowy bloku gazowo-parowego, np. takiego jak we Włocławku).
Dopiero po uwzględnieniu powyższych zagadnień (oraz wielu innych, również opisanych w Monitoringbericht 2017) obraz Energiewende będzie pełny. A my, jako kraj poszukujący pomysłu na swoją energetykę, potrzebujemy pełnego obrazu. Bo zanim coś skopiujemy, powinniśmy to zrozumieć. Jak mówi stare, niemieckie porzekadło: „Kopieren heißt noch nicht kapieren”.
Warto jest także podkreślić, że problemy z deficytem mocy wytwórczych na południu Niemiec nie są tymczasowe. W kilku ostatnich raportach (Monitoringbericht 2015, 2016, 2017) znajduje się umieszczone metodą kopiuj-wklej to samo zdanie, mówiące, że w najbliższych latach należy oczekiwać pogorszenia sytuacji.
I wygląda na to, że Bundesnetzagentur dobrze przewiduje przyszłość, ponieważ tylko w pierwszym kwartale 2017 roku elektrownie rezerwowe pracowały przez 60 dni, a na zimę 2017/2018 zapotrzebowanie na rezerwę sieciową zwiększono do 10,4 GW. Ale o tym przeczytamy w raporcie Monitoringbericht dopiero za rok.
