Europa postawiła sobie bardzo ambitne cele dekarbonizacji gospodarki i od wielu lat przestawia się systematycznie na odnawialne źródła energii (OZE). Należy jednak przypuszczać, że dynamika tej zmiany się zwiększy z uwagi na tragiczne wydarzenia w Ukrainie. Udział OZE w zasilaniu sieci elektroenergetycznych wszystkich krajów Europy będzie wzrastał. Nieuchronnie wraz ze zwiększonym udziałem OZE pojawią się nowe wyzwania i problemy, a zarazem szanse dla inwestorów z branży energetycznej.

– Proces transformacji energetycznej w Polsce jest zadaniem znacznie trudniejszym niż u większości państw członkowskich UE, ponieważ udział węgla w produkcji energii elektrycznej w kraju oscyluje aktualnie w okolicach 70% – podkreśla Maciej Olczak, prezes ENMARO.

Obecne założenia dyrektywy RED II dotyczące udziału OZE w źródłach wytwarzania zakładają poziom minimum 32% do roku 2030. Pakiet Fit For 55 dodatkowo zwiększa wspomniany udział OZE do minimum 38-40% na terenach całej Unii Europejskiej oraz wprowadza dodatkowe cele szczegółowe np. udziału OZE w transporcie, ciepłownictwie, produkcji nawozów, stali i wielu innych. Unijny system handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS) ma finansowo pomagać przy kompensacji emisji zanieczyszczeń generowanych przez zasilanie przemysłu metodami konwencjonalnymi względem zasilania metodami niskoemisyjnymi lub odnawialnymi, aby te ostatnie w wydatny sposób promować.

Niestety istnieją poważne znaki zapytania w tym zielonym łańcuchu produkcji energii.

Co się stanie, gdy cała Europa zwiększy udział OZE w produkcji energii?

Jakiego rodzaju rozwiązania można zastosować, aby realnie dekarbonizować przemysł?

Jak magazynować energię dla całego kraju sezonowo?

Efekty zwiększania udziału OZE w produkcji energii elektrycznej

Według danych Eurostatu, w roku 2020 w Unii Europejskiej średnio 22,1% zużytej energii zostało wytworzone przez odnawialne źródła.

Prawie wszystkie kraje osiągnęły zakładane cele, lub nawet je przekroczyły. Świetna wiadomość! Jednakże branie pod uwagę tylko tak wysokopoziomowych statystyk nie pokazuje kosztów ich osiągnięcia oraz nadchodzących ograniczeń i problemów. Ceny energii elektrycznej są na historycznie wysokich poziomach z wielu powodów, ale wpływ na nie ma między innymi zmienność produkcji OZE, a przez to konieczność stosowania konwencjonalnych źródeł do uzupełnienia przerw w produkcji. Prowadzenie odpowiedzialnej polityki klimatycznej idzie w parze ze zwiększonymi kosztami, Europejczycy to rozumieją. Nie wyrzucamy przecież śmieci na spacerze w lesie, dbamy o środowisko dla siebie i przyszłych pokoleń. Niestety efektem ubocznym wysokich cen energii jest to, że konkurencyjność gospodarek krajów UE spada. Paradoksalnie osiągnięcie zakładanych celów klimatycznych, będzie prowadziło do dalszego pogorszenia konkurencyjności gospodarki UE. Rozwiązaniem tego problemu może być magazynowanie energii w skali całego systemu, które prawdziwie pozwoli na dekarbonizację wszystkich gałęzi gospodarki i umożliwi zabezpieczenie dostaw energii przy zmienności produkcji taniej energii elektrycznej z OZE.

Energia solarna występuje w mało przewidywalny sposób, a dodatkowo położenie geograficzne Europy nie jest dla jej stosowania idealne. Energia wiatrowa również jest wysoce zmienna i pojawia się często wraz z sezonami w ciągu roku. Dobrym przykładem są Niemcy. Co roku występuje sezonowe obniżenie produkcji z OZE, które doczekało się nawet własnej nazwy –  Dunkelflaute. W styczniu 2017 roku konwencjonalne źródła musiały zapewnić około 90% energii elektrycznej w Niemczech. Proszę sobie wyobrazić koszty utrzymania takich możliwości wytwórczych dla całej Europy tylko na kilka tygodni w roku, gdy OZE ma według założenia generować ponad 40% energii lub więcej. Zwiększona gwałtowność zmian zjawisk meteorologicznych przez zmiany klimatu powoduje utrudnione prognozowanie produkcji energii z OZE, a co najważniejsze amplituda produkcji jest coraz większa, a jej częstotliwość mniejsza. W skrócie – wiatr nadal wieje, słońce się pojawia, ale za to w krótszym czasie, bardziej intensywnie. Nie zawsze pokrywa się to z potrzebami energetycznymi krajów Europy. Niestety ten trend może się posuwać w niekorzystnym kierunku i sytuacja może ulegać pogorszeniu. Żaden kraj nie może sobie pozwolić na kilkutygodniowy „blackout”, bo nie wieje i nie świeci słońce.

Europa posiada zbliżone okna czasowe produkcji z OZE. Wartość rynkowa energii elektrycznej ma tendencję do zmniejszania się wraz ze wzrostem produkcji z OZE. Kontrakty różnicowe mogą nie zapewnić ochrony wszystkim wytwórcom. W 2020 roku wartość energii wiatrowej była od 20% do 50% niższa od średnich cen hurtowych energii konwencjonalnej. Przykładowo szacowana produkcja z morskiej energetyki wiatrowej występuje w przybliżeniu z przesunięciem godzinowym, dla wszystkich Polskich Obszarów Morskich (POM) od zachodu do wschodu. Bardzo wydatnie to widać na danych prędkości wiatru względem położenia geograficznego badanych obszarów. Produkcja nie jest rozłożona równomiernie w czasie i występuje nagle w skali całego regionu. W przypadku Polski powoduje to poważne ryzyko odstawień OZE, gwałtownych wahań cen energii oraz obniżenia stabilności krajowej sieci elektroenergetycznej (KSE). Popyt na energię elektryczną nie musi się pokryć z jej zieloną podażą. Natura rządzi się swoimi prawami.

Podstawowym i najbardziej zauważalnym negatywnym efektem są odstawienia OZE ang. curtailment. Obniżają one zwrot z inwestycji dla inwestorów (zmniejszając współczynnik wydajności, ang. Capacity Factor, CF), zwiększają koszty mechanizmów pomocowych dla rządów, jeśli istnieją mechanizmy kompensacyjne dla producentów energii, a także obciążają sieć elektroenergetyczną. Coraz więcej mówi się o dodatkowych kosztach pośrednich przyjmowania produkcji z OZE do sieci w niekontrolowany sposób. Sieć elektroenergetyczna musi posiadać zdolności do jej odbioru i przesyłu ”dalej” (często eksportując ją przez cały kraj za granicę) przy kontraktach z producentami, a więc musi być przewymiarowana w celu zapewnienia stabilnej pracy systemu oraz zaspokojenia popytu wszystkich jego użytkowników. Bezpośrednią konsekwencją wzrostu udziału OZE w krajowych źródłach wytwórczych, jak i pogłębiania się asymetrii w ich rozlokowaniu, jest wzrost potrzeby modernizacji i rozbudowy krajowych sieci energetycznych. Prace w tym zakresie ze względu na rozległość systemu, poziom skomplikowania oraz potrzebę zachowania ciągłości dostaw prądu cechuje niezwykle duża inercja na etapie wykonawczym i finansowym. Jest to niezwykle ważny czynnik ryzyka, na który należy zwrócić uwagę przystępując do inwestycji w OZE na dużą skalę. Według danych raportu „Wind Technologies Market Report” opracowanego przez US Department Of Energy dla roku 2018 kraje z elastycznymi mechanizmami rynku energii przy udziale OZE ok. 40% miały odstawienia od 2 do 3% rocznej produkcji energii (ang. Annual Energy Production, AEP). Tylko dla Niemiec jest to 5403 GWh z OZE w roku 2018. Programy kompensacyjne w Niemczech musiały wypłacić wytwórcom OZE ok. 635 mln Euro za odstawienia. Tracimy w ten sposób ogromne ilości energii elektrycznej i krajowych zasobów finansowych. Należy zaznaczyć, że jest to jeszcze sytuacja skromna. Współczynniki odstawień mogą występować w wyższych procentach w zależności od warunków pogodowych w roku i poziomu obciążenia sieci. Kraje bez dodatkowych mechanizmów rynku energii przy udziale OZE tylko ok. 5% miały nawet 25% odstawienia rocznej produkcji energii (AEP). Prognozowana tendencja odstawień OZE jest wzrostowa, mimo stosowania elastycznych mechanizmów rynku energii, których możliwości mają swoje granice przy wysokim udziale OZE.

Kolejny krok – alternatywne nośniki energii

Konieczność zapewnienia ciągłości dostaw energii powoduje potrzebę przewymiarowania instalacji OZE, często nawet kilkukrotnie. Krzywa popytu i podaży musi się pokrywać nawet w momentach niskiej produkcji OZE. Zwiększa to początkowe koszty inwestycji (ang. CAPEX), podwyższa koszty infrastruktury przyłączeniowej i eksportowej w przypadku morskich elektrowni wiatrowych oraz przede wszystkim powoduje utratę potencjalnych zysków z niesprzedanej do sieci produkcji. Szersza adaptacja OZE w udziale zużytej energii regionu ma swoje ograniczenia i potrzeby. Ze względu na skalę będzie prawdopodobnie wymagała stosowania właśnie alternatywnych nośników energii.

Obecnie w świadomości społeczeństwa najbardziej popularną technologią magazynowania energii są wielkoskalowe baterie elektrochemiczne. Warto zaznaczyć, że budowa systemu opartego w wysokim stopniu na OZE wymaga zastosowania odpowiedniej współpracującej ze sobą mieszanki technologii. Dobrym przykładem jest benzyna Pb95, olej napędowy ON oraz gaz LPG. Nikt nie podważa zasadności istnienia tych trzech nośników energii w sektorze motoryzacyjnym i transportu, a przecież w teorii jak łatwiej i taniej by było, gdyby obsługiwać tylko jeden nośnik. Dzisiejsza technologia wielkoskalowych baterii elektrochemicznych pozwala na instalację magazynów o mocy nawet 250 MW i pojemności 1 GWh. Ich sprawność wynosi w przybliżeniu 90%. Gwarancja pojemności energetycznej jest nadawana przez producenta do 15 lat, ilość cykli szacowana jest na 5000. Brzmi obiecująco!

Technologie wykorzystujące magazynowanie w postaci alternatywnych nośników energii mogą współpracować z konwencjonalnymi bateriami elektrochemicznymi, a nawet powinny. O ile nie dojdzie do przełomu technologicznego na miarę stulecia w bateriach elektrochemicznych to możliwości systemów Power-to-X (P2X) lub Power-to-Hydrogen (P2H) pozwolą na trzy rzędy wielkości większe magazyny energii względem technologii baterii elektrochemicznych od 1 GWh do 1000 GWh (1 TWh) lub więcej. Wszystko to mimo niższych sprawności znajdujących się w okolicach 70% oraz większej bezwładności systemu. Technologie elektrolizerów i systemów P2X mają przed sobą szeroką perspektywę rozwoju technologicznego. Sprawności niektórych systemów już dziś znajdują się na poziomie 80%, a w przyszłości mogą sięgać 86% lub teoretycznie wyżej. Technologie Power-to-Power (P2P), które również mają przed sobą kolejne etapy rozwoju, wykorzystują zmagazynowane alternatywne nośniki do regeneracji energii elektrycznej. Mimo niższych sprawności mogą być atrakcyjne dla inwestorów, którzy widzą niepewność rynku paliw alternatywnych.

Uprawnienia do emisji nadal powodują ich generowanie, zwiększając głównie cenę ich wytworzenia. Sektory gospodarki trudne do dekarbonizacji będą musiały poszukiwać innych rozwiązań, aby zmniejszyć koszty operacyjne i pozostać konkurencyjne. Można się spodziewać, że trend redukcji emisji będzie postępował w kolejnych dekadach. Sezonowe magazynowanie energii w postaci alternatywnych nośników będzie konieczne do osiągnięcia niezależności od paliw kopalnych. Warto więc pochylić się nad rozwiązaniami, które już dziś zaczynają stawać się konkurencyjne ekonomicznie względem ”szarej” produkcji nawet bez zastosowanych mechanizmów pomocowych i mają stabilniejsze, bardziej przewidywalne perspektywy rozwoju w przyszłości.

Jaką drogę wybrać?

Na rynku pojawia się coraz więcej firm oferujących systemy P2X lub P2H. To bardzo dobry znak! Oznacza to, że zainteresowanie rośnie i dzięki nowym dostawcom technologii faktyczna adaptacja zielonej energii będzie mogła być bardziej powszechna, nie będzie obejmować tylko rynku energii elektrycznej. Bezpieczeństwo energetyczne nas wszystkich automatycznie wzrasta.

Nadmiernie pomijaną kwestią jest dostępność surowców w ramach globalnych łańcuchów dostaw i ich zmienne koszty do budowy instalacji magazynowania energii w skali jakiej potrzebuje Europa. Jesteśmy tak naprawdę na początku transformacji energetycznej. Jest to niespotykana w historii ludzkości zmiana i można ją przyrównać jedynie do rewolucji przemysłowej z XVIII wieku. Wiele technologii, z którymi wiąże się nadzieje, wymaga stosowania metali szlachetnych lub metali ziem rzadkich do ich wytwarzania. Należy brać pod uwagę ewentualne trudności z tym związane. Zakończenie okresu eksploatacyjnego często zakładane jest na 15-25 lat. Koszty odtworzeniowe głównych elementów instalacji pojawiają się w tym czasie kilkukrotnie.

Przez ostatni kwartał roku 2021 koszt wytworzenia ”szarego” wodoru przekroczył koszt wytworzenia wodoru ”zielonego” z wykorzystaniem umów na dostawy energii (PPA) o prawie 20% w niektórych miejscach na świecie. Porównania korygowanego kosztu wodoru ang. Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) wskazują, że obecnie wodór produkowany z OZE (zielony) przy umowach PPA nadal pozostaje konkurencyjny względem wodoru szarego produkowanego z paliw kopalnych. Podobna sytuacja zachodzi dla innych nośników energii produkowanych z udziałem wodoru, przykładowo – amoniaku. Dziś koszt produkcji ”zielonego” amoniaku w regionie Europy i Bliskiego Wschodu byłby niższy od ”szarego”, jeśli stosowano by wodór produkowany z OZE, i to bez uwzględnienia kosztów opłat za emisję CO2 przy produkcji ”szarego” amoniaku. Chociaż cena ”błękitnego” (z wychwytem CO2) i ”szarego” wodoru lub amoniaku spadłaby wraz z obniżeniem kosztów zakupu gazu ziemnego, to jednak zmienność cen obserwowana w tym roku uwypukla ryzyko związane z dalszym uzależnieniem europejskiej energetyki od importowanych paliw kopalnych. Do roku 2030 prognozowany jest spadek LCOH wodoru ”zielonego” względem LCOH wodoru ”szarego” dzięki stopniowemu wprowadzaniu opłat dodatkowych dla paliw kopalnych wynikających m.in. z emisji metanu do atmosfery. Jeszcze dwa lata temu nie do pomyślenia było, że wodór i amoniak produkowane z OZE będą konkurencyjne w stosunku do ”szarych” wersji bez opłat emisyjnych.

Niestety wraz z rosnącą ilością dostawców nowych technologii pojawia się niekorzystne zjawisko przesycenia materiałami marketingowymi. Wiele firm prowadzi agresywne kampanie marketingowe, zawiera umowy z doradcami i badaczami, którzy tracą nieuchronnie część swojej niezależności. Dostępne dane, publikacje i badania często są obarczone dużą ilością specyficznych założeń. Nierzadko są zwyczajnie bardzo optymistyczne lub pomijają ważne aspekty w całym cyklu. Dlatego nawet w niezamierzony sposób ich konkluzje lub wnioski mogą być niemiarodajne. Dochodzi do sytuacji, w której częściej powtarza się slogany marketingowe niż obiektywnie weryfikuje różne technologie. Wiele publikacji jest tworzonych przez podmioty mające interes przy promocji badanej technologii. Dlatego tak ważnym jest przeznaczenie odpowiednich zasobów i uwagi na obiektywne i niezależne analizy porównawcze. Należy badać i porównywać różne nośniki energii oraz metody ich wytwarzania.

Holistyczna analiza techno-ekonomiczna

Scenariuszy oraz pytań czekających na odpowiedzi istnieje zwyczajnie zbyt dużo do tradycyjnego porównania przy wykonaniu jedynie studium wykonalności. Złożoność zagadnienia powoduje, że nie da się ocenić wszystkich kluczowych parametrów poszczególnych technologii bez przeprowadzenia odpowiednich symulacji i obliczeń dla każdej z nich. Tak często pomijana we wstępnych analizach dynamika pracy systemu ma wysokie znaczenie. Lokalizacja obszaru, w którym umieszczone jest źródło wytwórcze, pozyskiwanie substratów oraz transport i magazynowanie produktów także należy wziąć pod uwagę. To oczywiście tylko uproszczone przykłady. Sprowadzenie do wspólnego mianownika wszystkich scenariuszy i wariantów jest więc jedynym rzetelnym sposobem do podjęcia świadomej decyzji inwestycyjnej (ang. Final Investment Decision, FID). Przeprowadzenie obiektywnej i niezależnej holistycznej analizy porównawczej to klucz do minimalizacji ryzyka inwestycyjnego i maksymalizacji zysków dla inwestora.

– Już dzisiaj istnieje wiele dostępnych rozwiązań magazynowania energii – zaznacza Maciej Olczak. – Pojawienie się kolejnych prognozowane jest do końca dekady wraz z naturalnym postępem technologicznym. Warto znać perspektywy rozwoju i uwzględnić je w strategicznych planach inwestycyjnych, aby podejmować odpowiednie decyzje, w odpowiednim czasie – konkluduje Prezes ENMARO.

ENMARO (Energy Market Observer Sp. z o.o.) posiadając bogate doświadczenie zdobyte podczas realizacji kilkudziesięciu projektów offshore w Azji, Afryce, Europie i Australii chce wnieść zdobyte know-how do procesu zielonej transformacji w Polsce. Spółka specjalizuje się w doradztwie przy morskich elektrowniach wiatrowych, magazynach energii i wielu innych sektorach powiązanych. Zapewniamy kompleksowe wsparcie inwestora na każdym etapie inwestycyjnym.

www.enmaro.com

Enmaro na LinkedIn

Enmaro w katalogu Gospodarki Morskiej

O kwestiach magazynowania energii opowiadał inż. Adam Wachowski,
Manager Departamentu Badawczo-Rozwojowego w ENMARO.