Górki i dołki zużycia prądu
W obecnie funkcjonującym na świecie modelu elektrownie w systemie energetycznym wytwarzają dokładnie tyle energii, ile wynosi zapotrzebowanie. To zaś jest zmienne, zarówno w czasie doby, jak i w trakcie roku. Na rysunku poniżej widzimy zmiany zapotrzebowania na prąd w polskim systemie energetycznym 9 lutego 2012 roku. Zapotrzebowanie w godzinach nocnych jest niewielkie, rano zaś szybko rośnie. Ludzie wstają, włączają światło, czajniki elektryczne, ruszają do pracy do biur i fabryk.
Rysunek 1. Zmiany zapotrzebowania na prąd w Polsce 9 lutego 2012 roku.
Zapotrzebowanie bazowe zaspokajają elektrownie działające przez długi czas ze stałą mocą. Najlepiej nadają się do tego elektrownie atomowe i węglowe. Częste włączanie i wyłączanie oraz krótki czas pracy z wysokim obciążeniem są dla nich niekorzystne – sam czas uruchamiania wielkiego bloku węglowego ze stanu zimnego od chwili rozpalenia do osiągnięcia pełnej mocy wynosi kilka godzin. Zapotrzebowanie szczytowe zaspokajają zaś elektrownie, które można łatwo i szybko uruchomić lub zmienić ich moc – zwykle są to elektrownie gazowe (daje się je uruchomić bardzo szybko – można patrzeć na nie, jak na duży silnik odrzutowy) i wodne (także szczytowo-pompowe), w sytuacjach szczególnych generatory diesla.
Kto, kiedy i za ile ‘wrzuci’ prąd do sieci
Różne rodzaje elektrowni wytwarzają prąd w różnej cenie. Poniższy wykres pokazuje sytuację dla pewnego regionu USA.
Rysunek 2. Koszt wytwarzania energii w różnych elektrowniach. Na osi poziomej sumaryczna moc systemu energetycznego, na osi pionowej cena produkowanego prądu.
Na osi poziomej pokazana jest sumaryczna (całkowita) moc systemu energetycznego, na osi pionowej cena produkowanego prądu. Stopniowo, w miarę wzrostu zapotrzebowania (przesuwamy się z lewej na prawą), wykorzystywane są coraz droższe źródła prądu (tzw. merit order), a jego cena rośnie. Dla celów zilustrowania sytuacji (rysunek 3) pogrupujmy elektrownie według typów, zaznaczmy też sytuację w szczycie (Max) i w stanie obciążenia bazowego (Min).
Rysunek 3. Przy obciążeniu bazowym (Min) energię produkują najtańsze źródła: elektrownie odnawialne (np. wiatr, słońce), jądrowe (kiedy już stoją, ich prąd jest tani) i węglowe. Kiedy zapotrzebowanie rośnie, uruchamiane są mniejsze (bardziej elastyczne) bloki węglowe oraz elektrownie gazowe. W odwodzie pozostają generatory diesla.
Koncerny energetyczne mają sytuację prostą, spójną i (relatywnie) przewidywalną. Cały czas działa atom i wielki węgiel – stabilnie na siebie zarabiając. Małe elektrownie węglowe i gazowe włączają się kiedy trzeba, zwykle podczas dziennego szczytu zapotrzebowania, kiedy to ceny prądu są wysokie, co rekompensuje im krótszy czas działania.
Trzęsienie ziemi na energetycznym ‘polu gry’
A teraz wprowadźmy do obrazu nowego aktora – odnawialne źródła energii (OZE) , takie jak wiatr czy słońce. Te źródła energii przy korzystnych warunkach potrafią wygenerować olbrzymie ilości prądu, zalewając nimi rynek. Koszt prądu z wiatraka lub paneli PV – kiedy już stoją – jest prawie zerowy, na krzywej kosztów OZE ustawiają się wiec pierwsze w kolejce od lewej strony. Sytuacja zaczyna wyglądać tak:
Rysunek 4. Sytuacja jak na rysunku 3, ale przy dużym udziale OZE w sieci.
W tej sytuacji wszystkie inne źródła energii wypierane są przez OZE. Ups. Sytuacja jest szczególnie drastyczna, jeśli OZE wspierane są taryfami feed-in, gwarantującymi stałą cenę zakupu energii. Co opłaca się właścicielowi farmy fotowoltaicznej? Nie sprzedawać prądu czy sprzedać prąd do sieci za MINUS 100 dolarów za MWh, kiedy dopłata wynosi 200 dolarów za MWh? W tym pierwszym przypadku wychodzi na zero, w tym drugim zarabia 100 dolarów. Decyzja jest oczywista – stąd przy dużym udziale wspieranych taryfami feed-in OZE w sieci biorą się ujemne ceny prądu. Wyobraź sobie, że jako właściciel elektrowni węglowej lub gazowej masz konkurować z taką ceną prądu…
Sytuacja taka zabija opłacalność innych źródeł energii. Nie ma potrzeby uruchamiania szczytowych elektrowni gazowych i małych węglowych (szczególnie, że zarabiały sprzedając prąd podczas dziennego szczytu – a za dnia świeci słońce, rynek więc jest zalany tanią energią z paneli PV). Produkcja prądu przez elektrownie atomowe i wielkie węglowe też nie ma sensu – ale jeśli się je wyłączy, to przez wiele godzin prądu z nich nie będzie. Takie wyłączanie i włączanie (ochładzanie i rozgrzewanie bloku) jest zresztą bardzo szkodliwe z technicznego punktu widzenia – zostawia się więc elektrownię na jałowym biegu, w oczekiwaniu na wzrost zapotrzebowania – to kosztuje, a przychodu nie daje.
Oczywiście, kiedy przestanie wiać lub słońce zasłonią chmury, elektrownie te znowu zrobią się potrzebne. Problem w tym, że oznacza to, że są zmuszone do pracy „przerywanej” (do czego nie zostały zaprojektowane), do tego w dużym stopniu w nocnym dołku (przy niskich cenach energii).
W systemie energetycznym z bardzo dużym udziałem OZE (powyżej 40%) elektrownie jądrowe, węglowe i gazowe stają się nieopłacalne. A skoro te źródła energii – wciąż tańsze od OZE – stają się nieopłacalne, to nieopłacalne są też nowe inwestycje w OZE (oczywiście taryfy feed-in mogą zmienić bilans opłacalności, ale nie gwarantują stabilnych dostaw prądu).
Jak sobie radzić z tym problemem?
W poszukiwaniu rozwiązań
Problemów nie mają oczywiście elektrownie wodne, które łatwo jest uruchomić, regulować ich moc w czasie sekund i które produkują energię w okresie zapotrzebowania, a w okresie nadmiaru prądu gromadzą wodę (lub wręcz wykorzystują nadwyżki energii w sieci do pompowania wody z dolnego zbiornika do górnego – tak działają elektrownie szczytowo-pompowe). Tak więc elektrownie wodne wręcz korzystają na nowej sytuacji. Jednak nie wszystkie kraje mają tak dobre warunki do budowy elektrowni wodnych jak na przykład Norwegia. W Polsce warunki są ku temu bardzo słabe, ale włączenie Polski do wspólnej europejskiej sieci z elektrowniami szczytowo-pompowymi umieszczonymi w Skandynawii i Alpach byłoby racjonalnym rozwiązaniem.
Połączony wspólną siecią europejski rynek energii, może być rzeczywiście bardzo skutecznym rozwiązaniem, szczególnie, że mógłby bilansować dostawy prądu z różnych miejsc i źródeł. Jeśli nie wieje w Polsce, to może wieje w Irlandii lub w Hiszpanii świeci słońce?
Rysunek 5. Wizja europejskiej sieci integrującej różne źródła energii.
Powinniśmy iść w tę stronę, choć na razie interesy poszczególnych aktorów opóźniają te działania.
Innym rozwiązaniem może być rozbudowa systemów magazynowania prądu – oprócz konwencjonalnych elektrowni szczytowo-pompowych budowa zbiorników podziemnych, na dnie oceanicznym lub w formie ścian wydzielających z morza ogrodzony betonową ścianą zbiornik (wtedy górnym zbiornikiem jest ocean). Można też opracowywać baterie (pracuje się nad wieloma ich rodzajami), umożliwiające magazynowanie elektryczności. Można przetwarzać prąd na energię chemiczną (metan, wodór, …), a następnie ten gaz spalać jak w normalnej elektrowni gazowej. Można budować biogazownie i spalarnie z myślą o ich uruchamianiu w momentach zwiększonego zapotrzebowania (lub spadku ilości energii wytwarzanej z farm wiatrowych i słonecznych). Można budować elektrownie CSP w krajach śródziemnomorskich i magazynować ciepło, tak, żeby takie elektrownie słoneczne działały non-stop.
W obecnym systemie „zapotrzebowanie jest, jakie jest, a prąd ma być”, ale można zarządzać popytem za pomocą sieci inteligentnej, w której urządzenia same wiedzą, żeby pobierać prąd wtedy, kiedy jest tani. Jeszcze dekadę temu technologia ta była zbyt skomplikowana, ale postęp w informatyce i ‘usieciowieniu’ świata zlikwidował bariery technologiczne. Tu warto zauważyć, że nasze polskie koncerny energetyczne promują wypaczoną sieć ‘inteligentną’, w której występują tylko zdalne mierniki zużycia prądu, na bieżąco przekazujące informacje o zużyciu energii elektryczne do zakładu energetycznego dla celów monitoringu, zarządzania siecią oraz pobierania opłat – wygląda to bardziej na syndrom ‘Wielkiego Brata’, niż na dwukierunkową prosumencką sieć energetyczną. W tym modelu istotną rolę może odegrać magazynowanie energii w akumulatorach aut elektrycznych (i przekazywanie prądu do sieci przez te auta, kiedy energia będzie droga). W rozwiązaniach prosumenckich magazynowanie energii produkowanej na miejscu w domu/gospodarstwie rozwiązuje również znaczącą część problemu zaspokajania bieżących dostaw energii.
Lokalne magazynowanie energii byłoby oczywiście trudne dla wielkich fabryk, ale w ramach zarządzania popytem na energię w tych molochach można wrócić do rozwiązań sprzed lat, kiedy to młyn działał wtedy, kiedy wiał wiatr. W tym wariancie najbardziej energochłonne branże przemysłu działałyby wtedy, kiedy wiałby wiatr i świeciło słońce – w oparciu o prognozy pogody nadwyżkę energii w sieci można przewidzieć na wiele dni do przodu – może i jest to rozwiązanie mniej zyskowne dla przemysłu od obecnego, ale lepsze od załamania się świata z powodu braku energii lub katastrofy klimatycznej. A w ogóle, to moglibyśmy produkować mniej, ale trwalszych rzeczy – oczywiście, to również jest mniej korzystne dla przemysłu niż model „zalej rynek badziewiem i czekaj, aż się zepsuje i ludzie przyjdą kupić następne” – ale lepsze od następstw wyczerpania surowców i niszczenia środowiska (tak wiem, biznes nie jest od tego, żeby przejmować się tym, co będzie za kilkadziesiąt czy kilkaset lat, ale od tego, żeby najnowszy bilans kwartalny podobał się inwestorom – ale to materiał na inny artykuł).
Rozwiązanie może też przynieść rynek. W sytuacji rozpowszechnienia rozproszonych i działających ze zmienną mocą źródeł energii rynek różnicowałby ceny energii w dużym zakresie. Kiedy byłoby słonecznie i wietrznie – energia byłaby bardzo tania. Kiedy OZE dawałyby niewiele energii – energia byłaby bardzo droga – tak droga, żeby opłacało się trzymać na tę okazję np. konwencjonalne elektrownie gazowe. Oczywiście taka sytuacja bardzo silnie stymulowałaby rozwiązania: magazynowanie energii (kupowanej wtedy kiedy byłaby tania, a sprzedawana w szczycie cenowym), zarządzanie popytem i powstawanie całego szeregu rozwiązań (od technologicznych po biznesowe), które stopniowo wyewoluowałyby w nowy system energetyczny (docelowo już ze znacznie mniejszymi wahaniami cen).
Rynek mocy – ratunek dla status quo
Jest bardzo wiele sposobów, które możemy wykorzystać, żeby stworzyć sieć energetyczną przyszłości, z punktu widzenia koncernów (i zintegrowanych z nimi przez drzwi obrotowe, dotacje itp. polityków) mają one jednak tę wadę, że rozbijają ich model biznesowy, a często i monopol. Jako idealne dla nich rozwiązanie propagowany jest tzw. „rynek mocy”, czyli opłaty dla elektrowni konwencjonalnych (węgiel, gaz, atom), za możliwość dostarczenia prądu „na życzenie”. Rozwiązanie takie utrwaliłoby oczywiście status quo, zdusiło rynek prosumencki (małych, niezależnych firm, spółdzielni i osób fizycznych, będących jednocześnie odbiorcami i producentami energii np. z paneli słonecznych, biogazowni czy turbin wiatrowych), a koncernom zagwarantowało jeszcze długi okres zysków z posiadanych przez nie elektrowni. Z punktu widzenia uniezależniania się od importu paliw kopalnych, zmiany klimatu i innowacji byłaby to bardzo zła wiadomość.
Z drugiej strony wizja głębokiej transformacji energetycznej i wykrojenia dla siebie znaczącej części liczonego w dziesiątkach bilionów dolarów tortu przemawia do co bardziej innowacyjnych i świadomych konieczności zmian firm, które stają się rzecznikami zmian.
Niemieckie laboratorium
Laboratorium nowego systemu energetycznego i zasad jego działania są Niemcy. Zdecydowały się one na dogłębną transformację swojego systemu energetycznego na źródła odnawialne i trwa tam teraz intensywna dyskusja na ten temat. Udział OZE w miksie energetycznym szybko rośnie, co zaczyna „uwierać” inne źródła energii.
Nic dziwnego, że przy tak szybkim wzroście ilości energii produkowanej przez OZE Niemcy uznały, że teraz należy skupić się na przebudowie sieci, sposobach magazynowania energii i zarządzania jej zużyciem. W procesie ‘wyhamowania’ przez Niemcy ekspresowego ostatnio wzrostu mocy OZE wcale nie chodzi o rezygnację z polityki oparcia systemu energetycznego o odnawialne źródła energii, ale o stworzenie systemu, w którym ich udział w miksie energetycznym będzie mógł rosnąć w kierunku 100% bez problemów dla całości systemu energetycznego.
Firmy energetyczne nie zajmują jednolitego stanowiska, czy rząd federalny powinien płacić za utrzymywanie nieopłacalnych mocy wytwórczych, które mogłyby być uruchamiane w szczycie zapotrzebowania.
Vattenfall AB, trzeci największy koncern energetyczny w Niemczech, uważa, że stabilność dostaw energii będzie zachowana, dostawy prądu na rynek są wystarczające, a wprowadzenie „rynku mocy” nie jest potrzebne. Z drugiej strony Statkraft AS, którego produkcja prądu z elektrowni gazowych w zeszłym roku spadła o 50% (w Niemczech na każdej MWh z gazu producent prądu tracił w zeszłym roku 20 euro), twierdzi, że jest to potrzebne, bo inaczej pozamyka swoje nieopłacalne elektrownie, a potem trzeba będzie je budować na nowo.
Dziesięć największych produkujących prąd w Europie firm, w związku ze stratami finansowymi, „zamroziło” elektrownie gazowe o łącznej mocy 21,3 GW. Niektóre kraje, na przykład Francja i Wielka Brytania, przymierzają się do płacenia koncernom energetycznym za utrzymywanie elektrowni. Z kolei Komisja Europejska uważa, że rynek energii sam sobie poradzi z zapewnieniem dostaw.
„Istnieje ryzyko, że jeśli uznamy, że chcemy iść w kierunku rynku mocy, a nie integracji odnawialnych źródeł energii, to wbijemy gwóźdź do trumny rynku energii”, uważa Stefan Dohler, kierujący optymalizacją aktywów w Vattenfall. „Unia Europejska mówi o zintegrowanym rynku i jest to najlepsza opcja dla konsumentów.”
Istnieje niebezpieczeństwo, że wprowadzenie rynku mocy zakonserwuje paliwa kopalne w systemie energetycznym ze wszystkimi tego licznymi następstwami, spowolni rozwój odnawialnych źródeł energii, zabije rynek prosumencki, zablokuje innowacyjne rozwiązania w zakresie magazynowania energii i optymalizacji jej zużycia, a na gwarantujący koncernom energetycznym i konserwujący status quo rynek mocy zrzucą się obywatele.
Marcin Popkiewicz
