Spis treści
Taniejące baterie rozpędzą magazyny energii w Europie
Po dużym przyroście mocy zainstalowanej w źródłach odnawialnych obecnie dynamicznie rośnie zapotrzebowanie na magazyny energii. Taniejące technologie bateryjne będą wspierać rozwój tego rynku, który do 2030 r. w Europie może pięciokrotnie się powiększyć – analizuje Reuters.
Agencja zaznacza, że OZE odpowiadają już za około jedną trzecią europejskiego miksu energetycznego. Jednocześnie rosnący udział zależnych od pogody źródeł wiatrowych i słonecznych sprawia, że ubywa dyspozycyjnych jednostek, a spora część nadwyżek energii odnawialnej pozostaje niezagospodarowana.
Według danych LSEG, w Wielkiej Brytanii w 2024 r. liczba godzin z ujemnymi cenami energii wyniosła rekordowe 176 godzin. Według prognoz w 2026 r. ma być ich już blisko 800. Podobny trend występuje w całej Europie. Przykładowo w Niemczech godzin z ujemnymi cenami było blisko 500, a za dwa lata ma to być już ponad 900 godzin.
W efekcie coraz bardziej potrzebne są magazyny energii, które będą w stanie na takim rynku energii zarabiać – zarówno na arbitrażu cenowym, jak i na usługach systemowych. Aurora Energy Research prognozuje, że do 2030 r. moce zainstalowane w bateryjnych magazynach wzrosną do ponad 50 GW, co będzie wiązało się nakładami inwestycyjnymi na poziomie ok. 80 mld euro.
Wciąż będzie to jednak o wiele za mało w stosunku do prognozowanych potrzeb. Według Europejskiego Stowarzyszenia Magazynowania Energii zapotrzebowanie na moc w bateriach będzie w 2030 r. wynosiło ok. 200 GW. Dla porównania w 2024 r. do użytku oddano obiekty mające łącznie 3,7 GW, co zwiększyło ogólne moce magazynach do 10,8 GW.
Inwestycjom sprzyjają też taniejące technologie bateryjne, w czym duża zasługa nadpodaży mocy produkcyjnych w chińskich fabrykach. Reuters przytacza dane dotyczące rynku brytyjskiego, gdzie koszty inwestycji w magazyny spadły o 30 proc. w ciągu dwóch lat.
Analitycy spodziewają się, że koszty będą nadal spadać. Goldman Sachs podaje, że średnie ceny baterii spadły z 153 dolarów za kWh w 2022 r. do 149 dolarów/kWh w 2023 r. Prognozowana cena na 2026 r. wynosi 80 dolarów/kWh.
Zobacz też: Rynek mocy 2024: fala magazynów energii i mała namiastka gazu
Obwód Kaliningradzki stał się energetyczną wyspą
Po odłączeniu państw bałtyckich od rosyjskiego obszaru synchronicznego, a także ich synchronizacji z sieciami Europy kontynentalnej, Obwód Kaliningradzki stał się jeszcze bardziej odizolowany niż dotychczas – podkreśla Euractiv.
Portal zwraca uwagę, że należące do Rosji terytorium dotąd było podłączone do obszaru, którego sieci są kontrolowane przez Moskwę.
Synchronizacja państw bałtyckich z unijnymi sieciami, do której doszło 9 lutego, wzmacnia więc postępującą w ostatnich latach – po rosyjskiej agresji na Ukrainę – izolację Królewca. Dla Kremla jest on przyczółkiem na południowym Bałtyku – w tym portem dla dużej części bałtyckiej floty i miejscem stacjonowania rakiet Iskander zdolnych do przenoszenia broni jądrowej.
Dla tamtejszej energetyki oznacza to przejście do pracy w trybie wyspowym, który w Europie jest rzadko spotykany. Zarządzanie systemem elektroenergetycznym w tym trybie jest o wiele trudniejsze, gdyż przy równoważeniu wahań zapotrzebowania na energię nie można polegać na przepływach transgranicznych.
Euractiv wskazuje, że nim państwa bałtyckie dokonały energetycznego rozwodu z Moskwą, to Obwód Kaliningradzki również szykował się na to wydarzenie i testował pracę w trybie wyspowym. Obwód, zamieszkały przez ok. 1 mln osób, dysponuje dysponuje czterema blokami energetycznymi – jednym węglowym i trzema gazowymi.
Jeśli chodzi o dostawy gazu, to jest on dostarczany drogą lądową dzięki rurociągowi z Białorusi, a także drogą morską dzięki pływającemu terminalowi LNG. Do tego dochodzi jeszcze rezerwa w postaci magazynu gazu o pojemności 800 mln m sześc.
Eksperci wskazują, że proces związany z odłączeniem państw bałtyckich od rosyjskich sieci trwał od wielu lat i był dobrze zaplanowany. Nie zakłóciły go nawet ostanie wydarzenia, gdy dochodziło do uszkodzenia podmorskich interkonektorów, czy też wcześniejsze cyberataki. W ostatnim czasie zwiększono też m.in. ochronę tzw. mostu energetycznego Polska – Litwa.
Zobacz także: Nowy rynek mocy potrzebny od zaraz
Energiewende i dunkelflaute motorem kryzysu politycznego w Norwegii
Kryzys polityczny w Norwegii stawia pod znakiem zapytania trwający od 30 lat proces integracji i liberalizacji rynku energii w Europie. W dużej mierze źródłem tej sytuacji są błędy w niemieckiej polityce energetycznej – komentuje Javier Blas, publicysta Bloomberga.
Dla zrozumienia tej sytuacji – jak dodaje Blas – kluczowe są dwa niemieckie słowa. Pierwsze to energiewende, czyli wdrażana od wielu lat przez wszystkie główne siły polityczne wizja transformacji energetycznej, skutkująca szybkim rozwojem OZE oraz rezygnacją z energetyki jądrowej.
Natomiast dunkelflaute to dłuższy okres bezwietrznej i pochmurnej pogody, podczas której generacja energii ze źródeł odnawialnych jest bardzo niska. Wówczas system elektroenergetyczny musi polegać na jednostkach dyspozycyjnych – jądrowych, gazowych lub węglowych.
Jak kontynuuje publicysta Bloomberga, niemiecka energetyka jest obecnie najbardziej zależna od pogody w historii, a przez brak wystarczających mocy dyspozycyjnych innych niż węglowe Berlin w coraz większym stopniu polega na imporcie energii z tańszych rynków.
W ostatnich miesiącach, podczas dunkelfaute, szczególnie odczuła to Norwegia, która z Niemcami podmorskimi interkonektorami. Zwiększony eksport na drugą stronę Bałtyku podbił ceny energii do poziomu najwyższego od kryzysu energetycznego. W sumie średnie hurtowe ceny energii w południowej Norwegii w latach 2023-2024 były o ponad 50 proc. wyższe niż w okresie 2010-2020.
Dlatego już pod koniec ubiegłego roku rządząca Norwegią koalicja, jak i politycy opozycji, zaczęli upatrywać w ograniczeniu eksportu energii sposobu na obniżenie jej cen. Niektórzy wprost zaczęli też nawoływać do wyłączenia interkonektów.
Reformy sprawiły, że unijny rynek energii jest znacznie bardziej efektywny niż w latach 90. – Ale efektywność w ekonomii i efektywność w polityce to zupełnie coś innego. W tej pierwszej to „niższe ceny dla wszystkich”, w tej drugiej – „niższe ceny dla moich wyborców” – pisze Blas.
Finalnie norweski rząd nie wytrzymał próby, jaką w ostatnich dniach były prace nad przyjęciem unijnych przepisów z tzw. czwartego pakietu energetycznego, związanego z integracją europejskich rynków. Norwegia – jako członek Europejskiego Obszaru Gospodarczego – jest zobowiązana je przyjąć. Koalicję opuściła eurosceptyczna Partia Centrum przeciwna przyjęciu tych przepisów. Mniejszościowy rząd przed zaplanowanymi na wrzesień wyborami będzie tworzyć więc centrolewicowa Partia Pracy.
Javier Blas podkreśla, że kraje nordyckie coraz częściej czują, że płacą cenę za nieudaną niemiecką politykę energetyczną, a podobne odczucia zaczynają mieć Francja, Austria czy Polska.
Blas zaznacza, że Niemcy nigdy nie powinny były zamykać swoich elektrowni jądrowych. Teraz Berlin musi zadbać o to, aby nie obciążać każdej zimy swoich sąsiadów konsekwencjami braku wystarczających mocy dyspozycyjnych.
Dłużej niż planowano w ruchu będą musiały zatem pozostać elektrownie węglowe, a budowa nowych bloków gazowych musi przyspieszyć. Natomiast kraje nordyckie powinny zainwestować w swoje sieci i połączenia międzysystemowe, aby lepiej wykorzystywać energię produkowaną w północnych regionach.
– W USA prezydent Donald Trump ogłosił „stan wyjątkowy w sektorze energetycznym”, którego w rzeczywistości nie ma. Natomiast w Europie przywódcy nadal ignorują bardzo realną sytuację. Norwegia powinna być sygnałem ostrzegawczym – konkluduje publicysta Bloomberga.
Zobacz również: Część państw UE już nie chce przymusowego magazynowania gazu
Brytyjczykom brakuje pieniędzy na projekty CCS
Planowane w ostatnich latach projekty wychwytywania i składowania CO2 (CCS) stoją w obliczu zagrożenia cięciami budżetowymi. Wśród brytyjskich polityków nie brakuje sceptyków tej technologii, a dla rządu bardziej priorytetowe są inwestycje w energetykę jądrową – wskazuje „Financial Times”.
Dziennik przypomina, że w październiku rząd ogłosił przeznaczenie w ciągu nadchodzących 25 lat blisko 22 mld funtów wsparcia na projekty dotyczące CCS. Jak dotąd środki zaczęły jednak płynąć tylko do dwóch regionów – Teesside i Merseyside. Na pieniądze wciąż czekają zadania zlokalizowane w Szkocji oraz uprzemysłowionym regionie Humber.
Według nieoficjalnych informacji, które płyną z kręgów rządowych, wynika, że w tegorocznym przeglądzie wydatków budżetowych pod lupą znajdzie się finansowanie projektów CCS.
Naciskać na to mieli politycy zasiadający w komisji ds. finansów publicznych, którzy sceptycznie podchodzą do zasadności tych projektów w kontekście realizacji brytyjskich celów polityki klimatycznej. Ich zdaniem inwestycje w CCS mają w stosunku do spodziewanych efektów za bardzo obciążać portfele konsumentów. Częściowym źródłem finansowania tego wsparcia mają bowiem być opłaty doliczane do rachunków za energię elektryczną.
Niezależnie od tego przedstawiciele rządu Partii Pracy wskazują, że założenia przygotowane przez rządzących wcześniej Konserwatystów były zbyt optymistyczne. Torysi zakładali, że do 2030 r. wychwytywane i składowane będzie 20-30 mln ton CO2. Według Labourzystów ten cel nie jest już osiągalny, a winny temu jest poprzedni rząd, który wcześniej nie zapewnił finansowania na odpowiednim poziomie.
„Financial Times” wskazuje, że Partia Praca dźwiga ciężar licznych obietnic wyborczych, a spełnienie ich w trakcie obecnej kadencji będzie dużym wyzwaniem przy napiętym budżecie państwa. Dlatego CCS w tym kontekście nie jawi się jako priorytetowy pod kątem wydatków.
Dziennik zwraca też uwagę, że wśród kapitałochłonnych tematów związanych z dekarbonizacją większą uwagę ma aktualnie przykuwać energetyka jądrowa. Dotyczy to zwłaszcza uruchomienia kolejnego po Hinkley Point C przedsięwzięcia, czyli budowy elektrowni jądrowej Sizewell C.
Zobacz też: Rząd musi przekonać Polaków do transportu i składowania CO2
