Schnell: Niemiecki zwrot energetyczny pod lupą (ANALIZA)

12 kwietnia 2016, 10:30 Energetyka

ANALIZA

Christian Schnell

Współpracownik BiznesAlert.pl

Pod koniec 2015 roku ponad 100 wiodących niemieckich naukowców z zakresu energetyki będących przedstawicielami trzech organizacji tj.  Nationale Akademie der Wissenschaften Leopoldina, acatech – Deutsche Akademie der Technikwissenschaften oraz Union der deutschen Akademien der Wissenschaften opublikowało raport pt. „Flexibilitätskonzepte für die Stromversorgung“ obrazujący perspektywy rozwoju sektora energetycznego w Niemczech do 2050 roku.

Prace nad raportem trwały trzy lata, zaś on sam uwzględnia 8 podstawowych scenariuszy, które zostały wybrane spośród 18 ekspertyz obejmujących łącznie 62 scenariuszy. Finalnie raport został sporządzony w oparciu o trzy podstawowe założenia, a mianowicie:

  1. nie zostały w nim uwzględnione technologie, które obecnie nie znajdują się co najmniej we wstępnej fazie komercjalizacji – autorzy raportu wyszli z założenia, iż nie można opierać decyzji inwestycyjnych w perspektywie 30-40 lat na nieznanych technologiach
  2. poziom zużycia energii oceniono na poziomie od 450-750 TWh rocznie (obecnie jest to 600 TWh), a średnio 500-550 TWh, co daje zużycie energii elektrycznej w 2050 r. na poziomie o 10% mniejszym aniżeli obecnie;
  3. ponadto przedstawione w nim warianty zostały przygotowane niezależnie od zdolności importu energii elektrycznej z krajów trzecich – obecna polityka energetyczna Niemiec ma na celu zmniejszenie uzależnienia sektora wytwarzania energii elektrycznej od surowców jak np. uran, węgiel kamienny, ropa naftowa, w mniejszym stopniu od gazu ziemnego, tym samym czyniąc bezpieczeństwo energetyczne istotnym elementem.

Według autorów raportu podstawą miksu energetycznego w Niemczech z uwagi na tańsze koszty produkcji energii elektrycznej, jak również na bezpieczeństwo energetyczne, jak i zeroemisyjność ma być energetyka wiatrowa oraz słoneczna, których udział w produkcji energii elektrycznej w zależności od przyjętego scenariusza ma oscylować pomiędzy 45 a 95%. Przy czym należy mieć na uwadze, iż Ministerstwo Gospodarki Niemiec poziom ten oszacowało na 67% w 2050 roku – prognoza kosztów certyfikatów CO2 wskazuje na poziom 76 €/tonę w 2050 roku.

Idąc dalej raport przewiduje, iż zabezpieczenie krótkoterminowe (demand-side-management) mają stanowić gospodarstwa domowe  oraz przemysł. Natomiast zabezpieczeniem długoterminowym (systemowym) mają być elektrownie (kogeneracyjne) oparte na biogazie oraz magazynowe zasoby gazowe (tj. wodór i metan) przy scenariuszach zero-emisyjnych, a elektrownie (kogeneracyjne) gazowe przy scenariuszu niskoemisyjnym wraz z ograniczonym importem surowców, a przy scenariuszu niskoemisyjnym bez importu surowców elektrownie węgla brunatnego z dodatkiem stałej biomasy oraz elektrownie wodne pompowo-szczytowe, przy czym należy mieć na uwadze, iż scenariusz niskoemisyjny bez importu surowców jest droższą alternatywą, zatem stuprocentowa niezależność ma swoją cenę. W przypadku ograniczonego importu surowców ważnym elementem politycznym jest zwiększenie siły nabywczej (Unia Energetyczna) przy równoległej dywersyfikacji dostaw.   

Raport wskazuje na dwie generalne zasady systemowe. Po pierwsze: im więcej będzie instalacji wytwarzających energię elektryczną z wiatru na morzu, która obecnie stanowi najbardziej efektywną energetykę odnawialną fluktuacyjną, tym mniejsze będzie zapotrzebowanie na moc rezydualną, tj. brakującą moc w systemie elektroenergetycznym w czasie braku dostaw energii elektrycznej wytworzonej z energii wiatru, bądź słońca. Wskazuje się, iż najmniejsze zapotrzebowanie mocy rezydualnej powstaje przy miksie zużycia energii na następującym poziomie, tj. 200 TWh z energii wiatru wytworzonej na lądzie, 150 TWh z energii wiatru wytworzonej na morzu oraz 100 TWh z energii słońca. Ponadto autorzy podkreślają kluczowe znaczenie efektywności wytwarzania energii elektrycznej oraz energii cieplnej, czyniąc tym samym  kogenerację  bardzo istotnym elementem rewolucji energetycznej.

W raporcie uwzględniono prognozę podziału mocy zainstalowanej pomiędzy poszczególne technologie w 2050 roku (należy przy tym mieć na względzie, iż obecnie poziom mocy zainstalowanej szacuje się na poziomie ok. 185 GW), tj.:

  1. 30-40% (ok. 90 GW mocy) – fotowoltaika;
  2. ok. 20% (ok. 60 GW mocy) – farmy wiatrowe na lądzie;
  3. 5-10% (ok. 20 GW mocy) – farmy wiatrowe na morzu;
  4. (ok. 40 GW mocy) – elastyczne źródła energii stanowiące uzupełnienie energii produkowanej z energii wiatru i słońca, w tym obszarze uwzględniono elektrownie gazowe (kogeneracyjne) z paliwem z biogazu, wodoru lub metanu – w najbliższej przyszłości  elektrownie te mają dysponować technicznymi możliwościami spalania każdego z tych paliw w tej samej instalacji – w udziale 5-15% oraz kilkunastoprocentowy alternatywny udział (i) z elektrowni kogeneracyjnych geotermicznych (jedynie przy szansach na obniżenie kosztów produkcji na poziomie ok. 75%, co obecnie jest mało prawdopodobne) lub (ii) z elektrowni  termalno-solarnych (wykorzystujących technologię CSP (concentrated solar power) oraz import z południowej Europy lub północnej Afryki, niemniej jednak wątpliwym jest, czy sieć przesyłowa zostanie w odpowiednim stopniu rozbudowana) – przy tzw. wariancie zero-emisyjnym, lub przy wariancie niskoemisyjnym, (iii) elektrownie/ elektrociepłownie gazowe oparte na gazie ziemnym/ LNG/ metan (ewentualnie przy wariancie nieuwzględniającym importu gazu ziemnego/ LNG z elektrowni węgla brunatnego, co jest możliwe przy użyciu technologii CCS wraz z domieszką biomasy stałej – tu trzeba mieć na uwadze, iż akceptacja społeczna tej technologii jest obecnie na bardzo niskim poziomie, a koszt wytwarzania energii elektrycznej w tej technologii będzie wysoki i opłacalny jedynie przy relatywnie niskim udziale produkcji energii elektrycznej z energii wiatru i słońca oraz wybrania przez władze wariantu niekorzystania z gazu ziemnego/ LNG z importu) lub (iv) elektro(ciepło)wnie oparte na węglu brunatnym i biomasie (należy mieć na uwadze przy tym wariancie problem dostępności surowców), przy założeniu, że emisja po 2050 roku będzie dopuszczalna w ograniczonym stopniu;
  5. powyżej 5% – demand-side-management, tj. możliwość oddania magazynowanej energii elektrycznej przewidziany dla gospodarstw domowych (samochody elektryczne, domowe magazyny termiczne tj. technologia power to heat, która zostanie omówiona poniżej), prosumenckie instalacje fotowoltaiczne) oraz w ograniczonym stopniu dla przemysłu.

Zgodnie z raportem inwestycje w sektorze przesyłowym przy uwzględnieniu zarówno większych jak i mniejszych jednostek wytwarzających energię elektryczną są bardziej efektywne aniżeli inwestycje przy uwzględnieniu jedynie rozproszonych instalacji, co uniemożliwia transport dużej ilości energii elektrycznej z północnych do południowych Niemiec (wskazano na co najmniej 10% oszczędność). Niemniej jednak jednocześnie wskazuje się, iż coraz większą aprobatę społeczną zyskuje wytwarzanie energii elektrycznej w systemie rozproszonym, przy jednocześnie rosnącej skłonności obywateli do inwestowania we własne lokalne instalacje aniżeli instalacje centralnego wytwarzania energii elektrycznej oraz systemy jej przesyłu.

Jednocześnie autorzy raportu wskazują, iż technologia power to heat rozwija się w coraz większym stopniu, przykładowo w instalacjach konsumenckich, nadmiar prądu służy podgrzewaniu wody w domowych zbiornikach, celem redukcji wykorzystania konwencjonalnej energii, a jej potencjał nawet przy uwzględnieniu konserwatywnych wariantów szacuje się na min. 10 GW. Jednocześnie raport nie uwzględnia przy żadnym wariancie technologii power to gas, np. poprzez hydrolizę, z uwagi na fakt, iż nie są one rentowne w zakresie produkcji samej energii elektrycznej – jednakże mogą one zostać uwzględnione w dłuższej perspektywie, o ile ich głównych celem będzie produkcja paliwa i ciepła, a dopiero w dalszej kolejności produkcja energii elektrycznej. Autorzy raportu przewidują również możliwość zastosowania technologii geotermicznych, np. crackingu, tj. złamania warstw skalnych o temp. 100-200°C za pomocą ciśnienia wody, tzw. metoda hot-dry-rock, jednakże obecny poziom kosztów tej technologii jest zbyt wysoki i technologia przy niemieckich założeniach geologicznych staje się opłacalna dopiero przy 75-procentowym spadku kosztów.

Należy również nadmienić iż w raporcie zwrócono uwagę na to że ww. już elastyczne źródła wytwarzania energii elektrycznej wymagają dodatkowego wsparcia ponieważ ich poziom wykorzystania zależy od ilości energii wytworzonej z energii wiatru i słońca w systemie elektroenergetycznym Niemiec. Jednocześnie wskazuje się, iż przy poziomie 90% zużycia energii wytworzonej z energii wiatru i słońca, wystarczającym będzie, aby biogaz stanowił technologię zabezpieczającą (w takim wariancie należałoby produkować dwa razy tyle energii z biomasy aniżeli obecnie). Przy niższym poziomie wykorzystywania energii elektrycznej wytworzonej z energii  wiatru i słońca koniecznym będzie zastosowanie efektywnej technologii magazynowania, bądź konieczne będzie zastosowanie scenariusza niskoemisyjnego.

Mając na uwadze wnioski z przedmiotowego raportu można przypuszczać, iż będą one niezmiernie ważne dla europejskiej polityki energetycznej, a tym samym również dla Polski.

Brak powiązanych postów.