Kolejny blok atomowy w Niemczech wycofany zgodnie z planem. Nasi sąsiedzi udowadniają, że są mistrzami rozwiązań przejściowych – pisze Piotr Grądzik, współpracownik BiznesAlert.pl.
Niemieckie społeczeństwo nie dostało nowego rządu pod choinkę. Nie udało się też podjąć żadnej decyzji odnośnie zamknięcia elektrowni węglowych. Coś się jednak pod choinką znalazło, a czekało tam już od 2011 roku. Prezentem tym jest wyłączenie bloku B elektrowni atomowej Gundremmingen, które nastąpiło z końcem 2017 roku. Był to dziesiąty z kolei blok wyłączony w Niemczech od czasu tsunami i katastrofy w japońskiej Fukushimie.
Nowe problemy
Decyzja o odejściu od atomu podjęta w 2011 roku była dla wszystkich wielkim zaskoczeniem. Szczególnie ze względu na fakt, że kilka miesięcy wcześniej niemiecki rząd zadeklarował atom w koncepcie energetycznym jako technologię przejściową (do czasu rozwoju OZE) i wydłużył okres eksploatacji najnowszych elektrowni do 2035 roku.
Z perspektywy czasu okazało się, że rozwiązanie problemu niebezpiecznej, w opinii niemieckiego społeczeństwa, technologii zapoczątkowało nowe problemy.
Lista tematów, które pojawiły się z powodu odejścia od atomu jest dość długa: zagrożony cel redukcji emisji dwutlenku węgla na 2020 rok, deficyt mocy wytwórczych na południu kraju (tam gdzie jest skoncentrowany przemysł, a więc duży popyt na energię), zakaz likwidacji nierentownych elektrowni konwencjonalnych na południu i przejęcie ich do rezerwy sieciowej, koszty likwidacji elektrowni atomowych opiewające na kilkadziesiąt miliardów euro, konieczność budowy korytarzy przesyłowych północ-południe.
OZE zastąpi atom?
Wyłączenie kilku bloków w 2011 roku zaskutkowało zmniejszeniem rocznej podaży elektrowni atomowych o około 40 TWh – porównując dane za 2010 i 2012 rok. W tym samym okresie wolumen OZE zwiększył się o podobną wartość. Na tym fundamencie została zbudowana narracja mówiąca, że OZE skutecznie zastąpiło atom.
Jednak diabeł tkwi w szczegółach. Rzeczywiście zastąpiło w rocznym bilansie, który jest ważny dla spełnienia unijnych tabelek (np. wymagany udział OZE w załączniku 1 dyrektywy 2009/28/WE). Jednocześnie nie do końca zastąpiło z technicznego punktu widzenia. W okresach, gdy nie świeci i nie wieje, lukę po zlikwidowanych elektrowniach atomowych zapełniają jednostki węglowe. Gdy zbyt mocno wieje na północy Niemiec, południe wspierane jest rezerwowymi elektrowniami konwencjonalnymi.
To właśnie m.in. decyzja o odejściu od bezemisyjnego atomu sprawiła, że cel redukcji emisji dwutlenku węgla Niemiec na 2020 rok jest zagrożony, co z kolei jest zachętą do podjęcia tematu likwidacji bloków węglowych. Ta ostatnia kwestia była osią sporu nieudanych rozmów partii politycznych o utworzeniu nowego rządu.
Wyścig z czasem
Gundremmingen B jest dziesiątym z kolei wyłączonym po wydarzeniach w Fukushimie blokiem, i jednocześnie już siódmym położonym na południu. A to właśnie lokalizacja ma kluczowe znaczenie. Podczas gdy moc zainstalowana na południu zmniejsza się, na północy obserwujemy zjawisko odwrotne (nowe farmy wiatrowe). Rezultatem coraz większej dysproporcji są coraz większe przepływy mocy na południe, przeciążające linie energetyczne.
Jako doraźny środek zapobiegawczy wprowadzono zakaz likwidacji nierentownych jednostek konwencjonalnych na południu, które świadczą teraz usługę tzw. rezerwy sieciowej (opisanej w komentarzu tutaj). Elektrownie te były powoływane do pracy przez operatorów sieci w sumie przez 108 dni w 2016 roku.
W przyszłości problem mają rozwiązać nowe korytarze przesyłowe północ-południe, których oddanie do eksploatacji planowano na 2022 rok, aby zdążyć przed wyłączeniem ostatnich elektrowni atomowych. Kilka lat upłynęło jednak na wyznaczaniu tras ich przebiegu, na dyskusjach z protestującymi, na sporach politycznych itd. W efekcie zmieniono całą koncepcję – zamiast standardowych linii napowietrznych, południe z północą połączą podziemne kable prądu stałego. Zaletą tego rozwiązania ma być mniejszy opór społeczeństwa, natomiast wadą kilkukrotnie wyższe koszty. Plany rozwoju niemieckiej sieci przesyłowej do 2030 roku opiewają na kwotę między 32 a 34 mld euro (w zależności od scenariusza). Oficjalnie podawany obecnie termin ukończenia korytarzy to 2025 rok, jednak jest on tak samo prawdopodobny, jak oddanie do eksploatacji polskiej elektrowni atomowej. Ale nawet 2025 rok to i tak przecież już po wyłączeniu ostatnich bloków atomowych.
W poszukiwaniu alternatywy
Krótka analiza sytuacji prowadzi do wniosku, że alternatyw nie ma zbyt wiele. Wydłużenie pracy elektrowni atomowych do czasu oddania do użytku korytarzy przesyłowych raczej nie wchodzi w grę. Politycy nawet tego nie proponują. Dobrze wiedzą, że już następnego dnia zebrałoby się kilkaset tysięcy protestujących pod Bundestagiem.
Kilka lat temu ówczesny minister gospodarki i energii Sigmar Gabriel ostrzegał, że wyłączenie wszystkich elektrowni atomowych przy braku korytarzy przesyłowych może wymusić podział Niemiec na strefy cenowe. Wtedy ceny byłyby wysokie tam, gdzie jest niedobór energii, czyli na południu, dając rynkowi sygnał inwestycyjny do budowy nowych jednostek wytwórczych. Tak jest np. w Skandynawii, Norwegia podzielona jest na pięć stref cenowych, Szwecja na cztery, a Dania na dwie.
Chociaż takie rozwiązanie byłoby idealne z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego, stabilności pracy systemu elektroenergetycznego i zgodne z zasadami ekonomii, to jednak niekorzystne dla niemieckiej gospodarki, która potrzebuje niskich cen energii dla przemysłu zlokalizowanego na południu.
Gaz na ratunek?
Kolejną rozważaną możliwością była budowa rezerwowych elektrowni gazowych na południu. Taka opcja brzmi już o wiele lepiej, ponieważ koszty rozłożyłyby się na wszystkich odbiorców energii w kraju. Wśród zainteresowanych inwestorów wymieniano m.in. koncern RWE – właściciela przeznaczonej do likwidacji elektrowni atomowej Gundremmingen, który chciałby kontynuować produkcję energii elektrycznej w tej samej lokalizacji, lecz w technologii gazowej. Inni inwestorzy także czekają w blokach startowych – np. szwajcarska firma PQ Energy, czy Stadtwerke Ulm wspólnie z Siemensem. Zainteresowanych inwestorów jest z pewnością więcej, jednak trzej wymienieni zwrócili na siebie uwagę jako konkurenci, planując swoje jednostki dosłownie po sąsiedzku. Dla ich projektów zabrakło jedynie zielonego światła ze strony rządu, bo ktoś musi przecież zapewnić rentowność tym inwestycjom, a wolny rynek tego nie zrobi.
Wygląda na to, że z pomocą rzeczywiście przyjdą nowe elektrownie gazowe, jednak w nieco innej formie, niż do tej pory przewidywano. Ponieważ czas ucieka, a na horyzoncie nie pojawiało się żadne konkretne rozwiązanie, w lutym 2017 roku operatorzy sieci przesyłowych sami złożyli wniosek do regulatora rynku energii (Bundesnetzagentur) o wydanie zgody na budowę własnych elektrowni gazowych na południu, o łącznej mocy 2 GW. Regualtor pozytywnie rozpatrzył wniosek i wydał zgodę, jednak nie na 2 GW lecz na 1,2 GW. Najprawdopodobniej będą to małe jednostki, przyłączone do różnych punktów sieci. Oficjalnie nawet nie używa się określenia „elektrownie gazowe”, lecz „urządzenia stabilizujące sieć” (Netzstabilitätsanlagen). Takie określenie dobrze oddaje charakter planowanych urządzeń, których celem jest nie tyle wytwarzanie dużych wolumenów energii, co wsparcie sieci w kryzysowych momentach. Na szczegóły (kto, gdzie i kiedy będzie budował) trzeba jeszcze poczekać.
Na pewno jest to sensowne rozwiązanie, pytanie tylko, czy wystarczające. Być może przy wsparciu importem uda się w ten sposób przetrwać fazę przejściową między wyłączeniem elektrowni atomowych, a oddaniem do użytku korytarzy przesyłowych. Nie zapominajmy też oczywiście o ponad 10 GW rezerwy sieciowej, która jest zakontraktowana już na obecną zimę.
Od 1 stycznia niemiecki system elektroenergetyczny dysponuje już tylko siedmioma blokami atomowymi, z czego cztery zlokalizowane są na południu. Następnym po Gundremmingen B wyłączonym blokiem będzie Phillipsburg 2 – już za dwa lata. Zegar tyka i konieczne trzeba wdrożyć jakieś „rozwiązanie przejściowe”, żeby móc odejść od „technologii przejściowej”…
