Napór ten jest bardzo nierównomierny w układzie geograficznym, więc nie wszędzie można go odczuć, ale i tak ma destrukcyjny wpływ na ukształtowany przed dekadami model dostosowujący podaż energii elektrycznej do zapotrzebowania.

„Renewables” same w sobie są OK i jeszcze bardziej, ale zbyt wielu i za szybko mówi hop. Entuzjaści przyspieszenia rugowania energetyki konwencjonalnej lekceważą przykrą właściwość źródeł odnawialnych (OZE), tj. ich nieregularność, po angielsku – intermittency. Jest ona skutkiem cyklu dzień-noc oraz, co jeszcze gorsze, nieprzewidywalnych zachmurzeń w przypadku energii słonecznej, ja również swobody z jaką, bez baczenia na potrzeby człowieka, wieją sobie wiatry. Konsekwencje intermittency dosięgnąć mogą struktury właścicielskiej w energetyce, ale zanim zabiją dzwony na trwogę, kilka taktów uwertury.

Udział OZE w globalnej produkcji energii wynosi ledwo kilka procent, więc nadal jest szczątkowy. Wg IEA, udział wody, wiatru i słońca w sumie energii pierwotnej wyniósł w 2014 r. ledwo 3,8 proc. Udział tych źródeł w produkcji samej tylko energii elektrycznej jest nieco wyższy i wg koncernu BP sięgnął w 2015 r. 7 proc. W obydwu punktach odniesienia jest to wiele razy więcej niż całkiem niedawno temu, ale wciąż bardzo mało. Wynika to z nieproporcjonalnego rozwoju świata, a co za tym idzie z wielkich nierówności dochodowych. Nikt bogatemu nie zabroni wydawać kroci na OZE, tyle że niezamożnych i biednych jest na świecie siedem razy więcej. Subsydia przypadające na jednostkę energii uzyskiwanej z OZE są tymczasem aż ok. 10 razy wyższe niż na jednostkę energii ze źródeł konwencjonalnych. Ponadto, dopłaty do OZE obejmują wyłącznie wytwarzanie prądu, a w przypadku kopalnych dopłaca się krocie do także do paliw silnikowych, przemysłowych i komunalnych (gaz ziemny, węgiel do ogrzewania domów).

Bolesna wada OZE

Jeśli wyjąć państwa biedne poza nawias i ograniczyć się do bogatej czołówki, to najpoważniejszą przeszkodą w ekspansji energii odnawialnej z wiatru i słońca były do tej pory koszty jej wytwarzania wiele razy większe niż w przypadku generowania prądu z użyciem paliw kopalnych. Technologie poszły jednak naprzód, koszty OZE spadły, a w Niemczech, USA, czy Danii pieniądze na dopłaty to nie problem. W wielkich i duszących się od smogu Chinach ekspansja OZE stała się z kolei kwestią życia lub śmierci. Wraz ze wzrostem produkcji prądu z OZE utrapieniem staje się natomiast nadmiar mocy w czasie optymalnych warunków pogodowych.

Bardzo dobrze rozumieją to polscy energetycy sąsiadujący przez Odrę z gigantyczną siecią niemiecką. Olbrzymie wsparcie finansowe ze środków publicznych dla nie paliwowych źródeł energii, udzielane tam pod hasłem Energiewende (Przełom w energetyce), sprawiło, że od chwili inauguracji tego programu w 2010 r. do 2016 r. udział źródeł odnawialnych wzrósł w Niemczech z 17 proc. do 33 proc.

Jednak w sprzyjających warunkach zdarza się, że przekracza 80 proc., a na coś takiego system jest całkowicie nieprzygotowany. Energia płynie wówczas do sieci falą tsunami, a ponieważ zużycie prądu w kraju nie rośnie zaś elektrowni węglowych z powodów technicznych i ekonomicznych wyłączyć nie można, więc olbrzymie ilości nadwyżkowego prądu rozlewają się gdzie się da, np. po sąsiedniej Polsce. Takie szczyty pięknie wyglądają w mediach zachwycających się postępami w ratowaniu planety, ale w centralach energetycznych oznaczają najwyższy alarm w celu ratowania systemu przed utratą napięcia i nagłym wyłączeniem bez uprzedzenia (blackout).

Koszty-1-MWh

Koszty-1-MWh

źródło: Materiały Prasowe

Nie znamy takiej siły, która zdołałaby odwieść Niemców od wartkiego rozwoju energetyki opartej na OZE. W planie ogólnym to dla nas dobrze, bo z naszym potencjałem finansowym nie dotrzymamy im kroku, ale korzystamy i korzystać będziemy za to z ich dobrych, jak również złych doświadczeń. Z bieżącymi szczegółami już gorzej, bo borykać musimy się z niespodziewanymi zalewami energii elektrycznej, gdy nad Niemcami wieje i grzeje niemożebnie. Rząd federalny dostrzegł na szczęście te niebezpieczeństwa i wziął na małe wstrzymanie. W 2016 r. zdecydowano, że instalowanie nowych mocy z OZE poddane będzie regulacji rządowej i rynkowej m.in. w formie rocznych limitów przyrostu zdolności produkcyjnych oraz aukcji na pozwolenia na nowe instalacje. Ograniczone mają być także inwestycje w OZE w północnych landach, które są odpowiedzialne za destrukcyjne momenty nadprodukcji prądu z wiatru.

Zaczyna się czas prądu stałego

Skutki nierytmiczności i cykliczności przypływów i odpływów energii kinetycznej wiatru i cieplnej słońca próbuje się łagodzić na sposoby techniczne. Z każdym rokiem dokonuje się w tym dziele jakiś postęp, ale do zaawansowania nadal jest daleko.

Spore nadzieje wiązane są z UHVDC (ultra high-voltage direct current), czyli z przesyłaniem prądu stałego liniami bardzo wysokiego napięcia. Ze szkoły pamiętać się powinno, że większość energii elektrycznej przesyłana jest dziś na odległość w formie tzw. prądu zmiennego (AC – alternating current). Zdecydowało o tym wynalezienie transformatora, który zwiększa napięcie AC na wejściu do sieci i sprowadza je na wyjściu znowu do wartości użytkowych.

W parę dekad po zakończeniu słynnej „wojny prądów”, w której zwycięzcą został prąd zmienny, na przełomie XIX i XX wieku wynaleziony został tzw. prostownik rtęciowy (mercury arc valve), a w połowie ubiegłego stulecia powstał pierwszy (bardzo drogi) tyrystor. Wraz z tymi wynalazkami prąd stały mógł już zacząć stawać w zawody w przesyłaniu z prądem zmiennym. Do zmiany standardu jednak nie doszło. Głównie dlatego, że uzasadnienie ekonomiczne stosowania DC pojawia się dopiero przy naprawdę dużych odległościach liczonych w tysiącach kilometrów. Tymczasem, w dominującym obecnie na świecie modelu biznesowym i technicznym, odległość elektrowni do odbiorców liczy się najdalej w setkach kilometrów. Elektrownie konwencjonalne na węgiel i paliwo jądrowe i znacznie rzadziej – na ropę i gaz, porozrzucane są dość regularnie po terytoriach poszczególnych państw, ponieważ wożenie węgla na małe i średnie dystanse jest tańsze od przesyłania prądu.

Gdy odległość od A do B wynosi tysiąc kilometrów i kilka razy więcej, to straty energii zużytej do wygaszania „wysokości” fal prądu zmiennego w celu jego przesłania tak daleko burzą sens ekonomiczny podobnych operacji. I tu właśnie wkracza DC. Linia przesyłowa prądu stałego jest tańsza w budowie, bowiem po takim samym przewodzie „biegnie” znacznie więcej DC niż AC. Trakcje UHVDC mogą stać się zatem bardzo dobrym środkiem łagodzącym nieregularność produkcji i dostaw prądu z OZE, bo można nimi odesłać go z rejonu niebezpiecznych nadwyżek do miejsc niezaspokajanego popytu. Oceany nie są dla UHVDC wyzwaniem, więc można sobie wyobrazić transfer energii elektrycznej np. z Sahary (słońce) np. za linię Alp i Karpat w Europie i gdziekolwiek indziej w Afryce, Azji, czy obu Amerykach.

Linie UHVDC powstają obecnie w kilku państwach świata. Najszerzej zakrojone są inwestycje w Chinach, gdzie działa już kilka długodystansowych, a następne są w budowie. Uzasadnieniem są wielkie rozmiary kraju, skupienie złóż węgla na północnym wschodzie a ludności na wybrzeżu. Linia Changji-Guquan przeniesie aż 12 000 MW, czyli odpowiednik połowy mocy zainstalowanych w Hiszpanii przez ponad 3 400 km. Przepchnięcie takiego prądu na tak długim dystansie wymaga napięcia 1 100 kilowoltów, podczas gdy na świecie dominują napięcia do 220 kV. Dla nas istotniejsze są plany niemieckiego operatora 50Hertz, który zarządza siecią w północno-wschodnich Niemczech, skąd właśnie grożą nam „zalewy” energii z OZE. Jego linia UHVDC biec ma na południe Niemiec, dostarczając prąd zastępujący energię z zatrzymywanych tam elektrowni atomowych i uwalniając północne landy oraz Polskę i Czechy od groźby potopów energetycznych.

Baterie

Wyczekiwany jest przełom w magazynowaniu energii elektrycznej. Super-baterie byłyby niczym paczki z „megawatogodzinami” ładowane, gdy słońce aż parzy, a wiatr duje i dostarczane pod wskazany adres, gdy noc, chmury i do tego flauta. Gdy pamięta się jednak coś jeszcze z fizyki i chemii, to w rychły zwrot na lepsze uwierzyć bardzo trudno. Energia to ruch, której uwięzienie oznacza niemal bezruch, a więc zanik mocy, dlatego idzie z bateriami tak opornie.

W lutym tego roku, z powodu fali wielkich upałów miastu i okolicom Sydney groził blackout z powodu włączenia wszystkich klimatyzatorów. Australijski minister ds. energii prosił, żeby nie siedzieć w domach i wychodzić do kin lub centrów handlowych, bo tam chłód obdziela więcej „osobo-metrów kwadratowych”, więc zużycie energii jest nieco mniejsze. Elon Musk, czyli człowiek od motoryzacji elektrycznej natychmiast zaproponował Australijczykom, że w ciągu 100 dni zainstaluje im system magazynowania 100 MWh energii elektrycznej, a jeśli przekroczy ten termin, to będzie on za darmo. Całkowity koszt instalacji wyniósłby dzisiaj ok. 50 mln dolarów i przy obecnych cenach energii jest monstrualny, więc Australijczycy odprawili go z kwitkiem.

Wprawdzie w Kalifornii znaleźli się prekursorzy, którzy odpowiedzieli na oferty Muska, ale są to pojedyncze jaskółki nieczyniące wiosny. W Mira Loma na wschód od Los Angeles działa zestaw baterii na 80 MWh, którego zadaniem jest odbieranie energii z sieci w momencie dużej nadpodaży i uwalnianie jej w godzinach szczytowego zapotrzebowania na prąd. Parametry nie zwalają z nóg, bo w warunkach kalifornijskich 80 MWh to energia zużywana przez jeden dzień przez ok. 2500 domów.

McKinsey Company podaje, że średnie koszty energii z baterii używanych w samochodach elektrycznych spadły z 1000 dolarów za 1 kWh w 2010 r. do 227 dol./kWh w 2016 r. tj. w kilku zaledwie latach aż o prawie 80 proc. Mówi się, że za kilkanaście lat (okolice 2030 r) cena jednego kWh z baterii wynosić będzie ok. 100 dol., ale pamiętać należy o zasadzie im dalej w las, tym trudniej i o tym, że za błędne prognozy żadne kary nie grożą. Wniosek tymczasowy jest taki, że magazynowanie chwilowych i okresowych, a więc destrukcyjnych nadwyżek prądu z OZE to idea pociągająca, ale na skalę ekonomiczną – odległa i być może wręcz nieosiągalna.

Zachęty do wyciągania wtyczki

Na stole czeka jeszcze pomysł nazwany Demand Side Response (DSR) polegający na sterowaniu popytem z zastosowaniem zachęt finansowych. W Stanach Zjednoczonych są już z nim daleko, teraz przyszła kolej na Europę i Polskę. Rozwiązanie zakłada, że osoby, lecz zwłaszcza firmy przemysłowe związane z operatorami sieci umowami DSR zmniejszają zużycie energii w okresach niebezpiecznych szczytów zapotrzebowania. Gotowość do takiej reakcji jest opłacana. Operator płaci też „wynagrodzenie” wg rozmiaru faktycznej redukcji zużycia przez danego odbiorcę. Z drugiej strony są kary za uchylenie się od kontraktowej obietnicy zmniejszenia poboru na żądanie dostawcy energii elektrycznej.

Cytowana przez „Puls Biznesu” organizacja RAP (Regulatory Assistance Project) sądzi, że rodzimy potencjał DSR wart jest grzechu, bowiem sięga obecnie w Polsce nie mniej niż 1200 MW, co stanowi ok. 5 proc. naszego szczytowego zapotrzebowania. Zainstalowanie 1200 MW w nowoczesnej elektrowni konwencjonalnej to inwestycja rzędu 6 mld zł. Uruchomienie DSR i sprawne funkcjonowanie tego rozwiązania zmniejszyło by zapotrzebowanie na nowe moce o jakieś kilkaset megawatów, bo liczyć też trzeba koszt zapłaty dla oszczędnych i ostrożniej szacować wielkości faktycznych wyłączeń prądu na żądanie. Słowem, rozwiązanie jest ciekawe, ale obarczone bardzo dużym ryzykiem umiarkowanej skuteczności.

Grubo za wcześnie na pożegnanie z węglem

Nie czas zatem żegnać paliwa kopalne. Będą niezbędne jeszcze przez wiele dekad. W 2014 r. IEA szacowała, że inwestycje w dekarbonizację globalnej energetyki kosztować mają cały świat przez następne dwa dziesięciolecia (do 2035 r.) nie mniej niż 20 bilionów (20 000 mld) dolarów. Dużo, bo więcej niż roczny PKB USA, ale gorzej, że po takich wydatkach końca procesu nie będzie jeszcze widać. Z tego punktu widzenia, rezygnacja z energetyki jądrowej przez Niemców i Japończyków zaliczyć trzeba do decyzji nie tyle pochopnych, co wręcz karygodnych.

Deregulacja rynków energetycznych w końcu ubiegłego stulecia sprawiła, że prąd jest coraz tańszy i wreszcie tak tani, że aż za bardzo. Najwłaściwsze będą skrupulatne zazwyczaj dane z Niemiec. Wg tamtejszego GUS (Destatis), ceny energii elektrycznej dostarczanej konsumentom wzrosły od 2010 do teraz o jedną czwartą. Ceny dla odbiorców indywidualnych wzrosły głównie z powodu Energiewende (dopłaty do energii z OZE), ale dla olbrzymiej większości klientów nie jest to żaden problem. Coraz większy strach zagląda natomiast w oczy producentom. Jeśli ceny z 2010 r. przyjąć za 100, to w 2016 r. indeks cen sprzedaży energii elektrycznej do dystrybutorów wyniósł 58,6 i był mniejszy niż w 2000 r. (62,3). Ceny w eksporcie też spadły – indeks cen eksportowych za 2016 r. wyniósł w tym samym ujęciu 75,3.

Dlaczego spadają ceny uzyskiwane przez elektrownie? Powodem namacalnym jest konkurencja ze strony OZE, lecz przede wszystkim niepewność odnośnie do niedalekiej przyszłości, pogłębiająca się wraz z aroganckimi zapowiedziami wyrugowania już za chwilę węgla, a nawet ropy, debiutu już niemal teraz-zaraz niesamowitych baterii i w ogóle przewrotu kopernikańskiego w kwestii energii, czającego się tuż za rogiem. Ludzie przytomni podkreślają, że są to oczekiwania bardzo wyrost. Jednak dojmujący brak pewności, kto wreszcie jest bliżej prawdy spowodowało wyhamowanie inwestycji w energetykę konwencjonalną. Skutkiem jest pogorszenie jej stanu technicznego z oczywistą szkodą dla ludzi i środowiska.

W jaki sposób OZE konkurują z energią z siłowni konwencjonalnych? Tak samo jak jest z dziobaniem u ptaków i wyjadaniem smakołyków przez dzieci, czyli najpierw to co najlepsze. Zaspokajanie określonego w danej chwili popytu na prąd rozpoczyna się od zakupu najtańszych porcji, czyli prądu „pierwszej taniości”, potem przychodzi kolej na „drugą taniość” i następne, a dopiero na samym końcu kupowany jest prąd najdroższy, a i tak tylko wtedy, gdy całkowity popyt nie został zaspokojony wcześniej. Postawienie farm wiatrakowych lub fotowoltaicznych kosztuje bardzo dużo, ale zielona energia jest subsydiowana i lubiana, a w dodatku nie trzeba ponosić kosztów paliwa i kalkulować coraz wyższych kosztów rekompensat środowiskowych, jak w przypadku elektrowni na paliwa i atomowych. Dr inż. Andrzej Strupczewski z Narodowego Centrum Badań Jądrowych podaje, że 30 marca 2015 r. od północy do piątej rano wiatraki w Niemczech wyprodukowały 160 tys. MWh, chociaż prawie nikt tej energii nie potrzebował. Skutkiem była okresowa obniżka jej ceny do minus 20 €/MWh. Ceny ujemne oznaczają w praktyce, że Niemcy musieli zapłacić 2,69 mln € odbiorcom zagranicznym, żeby ci chcieli odebrać nadwyżkowy prąd.

Paradoks czystej energii

Zdaniem EY, z powodu za niskich cen prądu, w okresie 2010-2015 europejskie firmy z sektora energetyki konwencjonalnej spisały aktywa wycenione w ich księgach na 120 mld dolarów. Inwestycje w konwencjonalne moce energetyczne stoją, czego doświadczamy także w Polsce i rosną coraz bardziej zagrożenia z tym związane.

Z powodu nieregularności, w dającej się przewidzieć przyszłości, OZE nie będą w stanie zapewnić ludziom bezpieczeństwa energetycznego. Świat bez prądu, albo z prądem na parę godzin co kilka dni jest wyobrażalny, choć nie chce się w to wierzyć. Jednym z rozwiązań rozważanych szeroko w świecie, a nie tylko w Polsce, jest zatem tzw. rynek mocy (ang. Capacity payments). W największym skrócie chodzi o to, żeby stworzyć odpowiednie warunki ekonomiczne do odnawiania i utrzymywania mocy konwencjonalnych zapewniających nieprzerwany dopływ energii elektrycznej w okresach bezwietrznych i niesłonecznych.

Jest to niesłychanie ważne, ponieważ powstał już niestety zaczarowany krąg: subsydia napędzają rozwój OZE, napór OZE wywołuje spadek cen, a to prowadzi do jeszcze większej presji na wzrost subsydiów. Można to nazwać paradoksem czystej energii, bo im więcej OZE, tym kosztowniejsza i mniej efektywna staje się polityka energetyczna.

Konsekwencją będzie zapewne zmiana modelu biznesowego energetyki. Ponieważ nie ma odwrotu od OZE lecz jednocześnie renewables nie dają tymczasem żadnych szans na pełne bezpieczeństwo energetyczne, to można się spodziewać, że towarem przestanie być kilowatogodzina, a stanie się nim gwarancja dostawy prądu. Byłby to model na kształt obecnego abonamentu radiowo-telewizyjnego – płacisz nawet wtedy, gdy nie korzystasz z prądu sieciowego.

Całkiem możliwe jest też przejęcie całkowitej odpowiedzialności za bezpieczeństwo energetyczne przez państwo na identycznej zasadzie jak dba (lub nie dba) ono o bezpieczeństwo osobiste (policja), narodowe (wojsko) i społeczne (ochrona zdrowia i edukacja). Żyjemy tu u nas w państwie nieudolnym i niesprawnym, więc dręczy mnie pytanie, czy nadal lubić OZE, czy może lepiej zacząć ich nie lubić.

Autor: Jan Cipiur, dziennikarz ekonomiczny, publicysta Studia Opinii.