Grądzik: OZE w Niemczech na L4 leczą się węglem
Jak poradzą sobie Niemcy, jeśli lekarstwo na bolączki OZE, którym dziś jest u nich węgiel, zniknie z miksu do 2038 roku zgodnie z zaleceniami komisji węglowej sprzed kilku dni? – zastanawia się Piotr Grądzik, współpracownik BiznesAlert.pl.
Od niedzieli do niedzieli
U naszych sąsiadów prawie nie wiało przez około tydzień w drugiej połowie stycznia. Nie jest to nic nadzwyczajnego, w przeszłości bywały jeszcze dłuższe okresy, w których wiatr postanowił odpocząć. Z jakich źrodeł sąsiedzi produkują energię elektryczną w takich sytuacjach?
Struktura wytwarzania energii elektrycznej w Niemczech 13 stycznia 2019. Źródło: www.smard.de
Struktura wytwarzania energii elektrycznej w Niemczech 20 stycznia 2019. Źródło: www.smard.de
Jeszcze kilka lat temu nikt by nie uwierzył, że powyższe grafiki prezentują miks energetyczny tego samego kraju, jedynie w tygodniowym odstępie. W Niemczech za sprawą kilkuset miliardów euro inwestycji w OZE stało się to jednak faktem. W niedzielę 13 stycznia (górna grafika) o godzinie 19 sama tylko energetyka wiatrowa generując ponad 44 GW mocy pokryła ponad 70 procent krajowego popytu na energię elektryczną. Po uwzględnieniu biomasy i przepływowych elektrowni wodnych OZE pokryło ponad 80 procent popytu. Nieźle.
Zupełnie inny obraz wyłonił się w kolejną niedzielę, 20 stycznia (dolna grafika). Analogicznie jak tydzień wcześniej, również tego dnia dla godziny 19 można by policzyć udział wiatru w pokryciu popytu. Jednak 2,6 GW wiatru (onshore plus offshore) głowy nie urywa i wynik zdecydowanie bardziej ucieszy sprzedawców paliw kopalnych niż zwolenników OZE. Niebieski pasek prezentujący generację wiatrową, który tydzień wcześniej zajmował większą część wykresu, w tym przypadku jest ledwie zauważalny. Dominują natomiast ciemne kolory prezentujące gaz, atom, węgiel kamienny i węgiel brunatny. Słabo.
Double-structure strategy, czyli dotychczasowa tajemnica Energiewende
Porównanie miksu wytwarzania 13 i 20 stycznia jednoznacznie ukazuje, co miał na myśli prof. Hans-Werner Sinn, gdy określił strategię Energiewende jako „double-structure strategy”. Polega ona na tym, że wraz z rozbudową źródeł OZE nie likwiduje się źródeł konwencjonalnych (wbrew intuicji), gdyż te stanowią backup systemu i gwarantują jego zbilansowanie.
Choć w dokumentach rządowych określenie „double-structure strategy” nie pada, to uważny obserwator wie, że strategia ta ma się dobrze.
Świadczy o tym chociażby zakaz likwidacji i przejęcie do rezerwy bloków konwencjonalnych położonych na południu Niemiec, które nie wytrzymały konkurencji z subsydiowanymi OZE i straciły rentowność (jest to kilka GW).
Nie tylko likwidacja starych bloków jest opóźniana, ale budowane będą także nowe moce rezerwowe. Na początku roku media obiegła informacja, że grupa energetyczna Uniper wygrała przetarg i zbuduje rezerwowy blok gazowy 300 MW w miejscowości Irsching.
W kontekście strategii Energiewende warto jest wziąć pod lupę także plany rozwoju niemieckiej sieci przesyłowej. Okazuje się, że zgodnie z założeniami w systemie będzie około 80 GW mocy konwencjonalnych w 2030 roku. Czyli mniej więcej tyle co dziś, jeśli dzisiejszą moc pomniejszymy o moc elektrowni atomowych, których los jest już tak czy inaczej przesądzony.
To fakt godny odnotowania, że 30 lat po wprowadzeniu ustawy OZE, nadal konieczne mają być tak ogromne moce konwencjonalne.
Węgiel nie jest taki nieelastyczny
Obserwując Niemcy można uzyskać odpowiedzi na wiele pytań, które nas dotyczą. W Polsce dyskutuje się, czy duże bloki węglowe nadają się do systemu z OZE. W dyskusji często pada zarzut, że nie, bo są nieelastyczne. Jednak w Niemczech bloki na węgiel kamienny raz wytwarzają 2,4 GW (13 stycznia godzina 19), a raz 16,3 GW (20 stycznia godzina 19). To przecież prawie 14 GW elastyczności.
To może bloki na węgiel brunatny są nieelastyczne? Ale wytworzone 4,9 GW a potem 15,7 GW to prawie 11 GW elastyczności.
Porównując dwie kolejne niedziele okazuje się, że bloki węglowe najpierw ustąpiły energii wiatrowej miejsca w sieci, a potem, gdy wiatr zaniemógł, wypełniły po nim lukę wytwarzając dodatkowo 25 GW mocy (14 GW węgiel kamienny i 11 GW węgiel brunatny).
Tak więc gdy w Niemczech jest silny wiatr, to odstawione są i czekają w gotowości bloki węglowe, których wystarczyłoby do pokrycia maksymalnego popytu Polski!
Motywatorem dla elastyczności są oczywiście ceny energii na giełdzie. Gdy 13 stycznia w warunkach silnego wiatru ceny hurtowe były bardzo niskie, dochodzące nawet do minus 7,28 euro/MWh, elektrownie węglowe wolały zaniżyć generację, niż produkować ze stratą. Natomiast 20 stycznia ceny oscylujące wokół 50 euro/MWh były wystarczającą zachętą do zwiększenia produkcji.
Chociaż elektrownie gazowe są bardziej elastyczne niż węglowe, to jednak w Niemczech głównie elektrownie węglowe ustępują miejsca OZE lub zapełniają po nich lukę. Odstawienie i ponowne uruchomienie bloków węglowych jest z technicznego punktu widzenia o wiele bardziej skomplikowane niż bloków gazowych, ale rachunek ekonomiczny przemawia za tymi pierwszymi (nawet przy dzisiejszych, wysokich cenach węgla i pozwoleń na emisję).
Co dalej?
Intensywny rozwój OZE w Niemczech przyniósł odpowiedź na wiele pytań. Wiemy, że posiadając podwójne struktury aktywów wytwórczych (odnawialne oraz konwencjonalne) można statystycznie osiągnąć wysoki udział OZE w popycie na energię elektryczną. Udział ten przekroczył 40 procent w 2018 roku, ale należy pamiętać, że sytuacja w każdej godzinie roku jest inna.
Strategia Energiewende wygenerowała jednocześnie nowe pytania. Jak będzie bilansowany system elektroenergetyczny, jeśli lekarstwo na bolączki OZE, którym dziś jest węgiel, zniknie z miksu do 2038 roku zgodnie z zaleceniami komisji węglowej sprzed kilku dni?
