Spis treści
Transformacja energetyczna wycina zasiedziałych graczy
Republika Południowej Afryki, Pakistan czy Liban to przykłady państw, gdzie wysokie ceny energii i niewydolne firmy energetyczne popchnęły konsumentów do inwestowania we własne instalacje fotowoltaiczne. To natomiast jeszcze bardziej podkopuje pozycję energetycznych monopoli – analizuje „The Economist”.
Tygodnik wskazuje, że w 2024 r. Pakistan był trzecim co do wielkości na świecie importerem chińskich paneli fotowoltaicznych. Wiele z nich trafiło na dachy gospodarstw domowych czy zakładów przemysłowych i zastąpiło dieslowskie agregaty prądotwórcze. Pakistan ma wysokie ceny energii, więc kto może, ten próbuje się uniezależnić od państwowych dostawców. W efekcie koszty utrzymania systemu elektroenergetycznego spadają na coraz mniejszą liczbę odbiorców.
Podobnie jest w RPA, gdzie mający problemy państwowy koncern Eskom w godzinach szczytowego zapotrzebowania ograniczał dostawy energii. Tam również reakcją wielu odbiorców było inwestowanie w fotowoltaikę. Natomiast w Libanie, gdzie w 2019 r. państwowa firma energetyczna ograniczała dostawy energii do kilku godzin dziennie, w ciągu trzech kolejnych lat zwiększono moc zainstalowaną w energetyce słonecznej ze 100 do 1300 MW.
„The Economist” podkreśla jednak, że opisane przykłady mają swoje wady. Przede wszystkim jednostkowy koszt takich inwestycji jest o wiele wyższy niż w przypadku wielkoskalowych farm PV.
Ponadto spora cześć energii generowanej w dachowych instalacjach nie jest efektywnie wykorzystywana, bo magazyny należą do rzadkości. Ponadto na własne źródła fotowoltaiczne może sobie pozwolić tylko zamożniejsza część społeczeństwa. Z kolei w Libanie nieuregulowany rozwój fotowoltaiki sprawił, że kraj stał się śmietnikiem dla niskiej jakości instalacji.
Dlatego najlepszym rozwiązaniem byłoby, gdyby niewydolne firmy energetyczne dokonały restrukturyzacji i same też zaczęły inwestować w OZE, aby móc dostarczać klientom tańszą energię. Jak pokazują doświadczenia z RPA, gdy Eskom zdołał ograniczyć przerwy w dostawach energii, to jednocześnie wyhamował popyt na instalacje fotowoltaiczne.
Zobacz również: Udział OZE w 2024 najwyższy w historii. Prąd najtańszy od lat, ale…
Czy „kopiowane” elektrownie jądrowe mogą być tańsze i szybsze w budowie?
Dla branży energetyki jądrowej, która słynie z drastycznego przekraczania budżetów i niekończących się opóźnień, rozwiązaniem może być budowa dokładnych kopii już istniejących elektrowni. Takie założenie ma swoich zwolenników, jak i sceptyków – pisze „Financial Times”.
Dziennik cytuje Benta Flyvbjerga, naukowiec zajmującego się zarządzaniem mega-projektami, który wskazuje, że problemem energetyki jądrowej jest „negatywna krzywa uczenia” – im więcej branża zdobywa doświadczeń, to paradoksalnie zmaga się z coraz większymi trudnościami z utrzymaniem w ryzach terminów i budżetów inwestycji.
Międzynarodowa Agencja Energetyczna podaje, że elektrownie jądrowe, realizowane w XXI wieku w Europie i USA miały średnio osiem lat opóźnienia i kosztowały dwa i pół raza więcej niż pierwotnie zakładano. Szybszą i mniej kosztowną budową chwalą się takie kraje jak Rosja, Chiny czy Zjednoczone Emiraty Arabskie, ale wielu ekspertów sceptycznie podchodzi do wiarygodności tych deklaracji.
Nadzieją Zachodu na poprawę tych statystyk jest standaryzacja projektów – nie tylko w kontekście planowanych małych modułowych reaktorów jądrowych (SMR), ale także dużych elektrowni. Przykładem ma być projekt Sizewell C w Wielkiej Brytanii, która została zaprojektowana tak, aby była jak najbardziej zbliżona do elektrowni Hinkley Point C, budowanej od 2016 r.
Zdaniem Benta Flyvbjerga takie podejście jest szansą na stworzenie „pozytywnej krzywej uczenia się”. Według kadry, która zarządza budową Sizewell C, projekt ten będzie w 85 proc. zbieżny z tym, co jest budowane w Hinkley Point C. Planowane jest m.in. zamawianie komponentów od tych samych dostawców i gromadzenie ich, aby były gotowe do montażu na placu budowy w odpowiednim czasie.
Oba projekty realizuje francuski EDF. Według firmy Sizewell C ma być o ok. 20 proc. tańsze niż Hinkley Point C. Niemniej pierwotnie ta ostatnia miała zostać oddana do użytku w 2025 r. i kosztować 18 mld funtów. Obecnie przewiduje się, że nastąpi to najwcześniej w 2029 r. i będzie kosztować 46 mld funtów.
EDF, który w latach 1974-1989 zbudował 56 reaktorów jądrowych, podkreśla, że w dużej mierze za opóźnienia w ostatnich inwestycjach – fińskim Olkiluoto, francuskim Flamanville czy Hinkley Point – odpowiadają trudności dotyczące różnego rodzaju procedur w poszczególnych państwach, co nie sprzyja standaryzacji projektów.
Dlatego też część ekspertów pozostaje sceptyczna wobec stanowiska prezentowanego przez Benta Flyvbjerga czy przedstawicieli branży jądrowej.
Realia pokazują bowiem, że procedury dotyczące bezpieczeństwa są nieustannie zaostrzane. Całkowite kopiowanie projektów nie jest możliwe również dlatego, że poza specyfiką prawną poszczególnych państw różnice dotyczą chociażby charakterystyki geologicznej czy innych czynników związanych z daną lokalizacją. Przykładowo w Sizewell C trzeba dokonać wymiany i wzmocnienia dużej części gruntów, co w Hinkley Point C nie było problemem.
Paul Dorfman, przewodniczący Nuclear Consulting Group, grupy naukowców i ekspertów sceptycznie nastawionych do energetyki jądrowej, podkreśla, że ta sytuacja pokazuje, w jaki sposób projekty elektrowni, które miały być kopiami, ostatecznie i tak stają się pod jakimś względem unikatowe.
Zobacz też: Po 16 latach „budowy” elektrowni atomowej mamy 16 lat opóźnienia
Wiatraki kręcą się słabiej, więc gaz drożeje
W styczniu 2025 r. produkcja energii elektrycznej z wiatru była w Europie o 7 proc. mniejsza niż analogicznym okresie ubiegłego roku. To jeden z czynników, który wspiera wzrost cen gazu – zauważa Gavin Maguire, komentator Reutersa.
Dodaje przy tym, że słabsze wyniki energetyki wiatrowej zbiegły się w czasie ze szczytowym okresem sezonu grzewczego. Tegoroczna zima jest chłodniejsza niż w poprzednich latach, więc o wiele szybsze jest także tempo opróżniania magazynów gazu. Natomiast ceny surowca zanotowały w ostatnich dniach najwyższy poziom od dwóch lat.
Łącznie, według danych think tanku Ember, w styczniu wiatraki wyprodukowały ponad 67 TWh energii, co oznacza siedmioprocentowy spadek względem stycznia 2024 r.
Lukę po wietrze uzupełnił przede wszystkim gaz, którego w styczniu zużyto do produkcji energii o prawie 6 proc. więcej niż rok wcześniej.
Gavin Maguire podkreśla, że wiatrowa presja na ceny gazu wkrótce może osłabnąć, gdyż modele prognostyczne – opracowane przez LSEG – przewidują poprawę wyników energetyki wiatrowej.
W Niemczech, które z wiatru produkują najwięcej energii w Europie, od 20 lutego prognozowane jest odbicie powyżej średniej długoterminowej, które potrwa do końca marca. Podobnie przewidywania dotyczą drugiego co do wielkości rynku wiatrowego, czyli Wielkiej Brytanii, która jednocześnie pośród europejskich państw produkuje najwięcej energii z gazu.
Im bardziej będą kręcić się wiatraki, tym mniej gazu będzie musiało zostać spalone w elektrowniach. Mniejsze będzie też zapotrzebowanie na import energii ze strony takich krajów jak właśnie Niemcy czy Wielka Brytania. W efekcie presja na ceny gazu będzie słabsza niż w ostatnich tygodniach.
Zobacz także: Gazociągi nie tłoczą już tyle kasy co kiedyś
Północ i południe Europy ratunkiem dla niemieckiego przemysłu?
Prognozy wskazują na brak perspektyw obniżenia cen energii w Niemczech do takich poziomów jak na słonecznym południu, czy wietrznej północy Europy. Dlatego niemiecki przemysł może stanąć przed wyborem, którym będzie przeniesienie tam energochłonnej produkcji, albo importowanie z tamtejszych rynków takich surowców jak stal czy wodór – wskazuje Euractiv.
Portal podkreśla, że Berlin koncentruje się na obniżeniu kosztów energii, aby pomóc energochłonnym gałęziom przemysłu, które wciąż nie otrząsnęły się po kryzysie energetycznym z 2022 r. Niemieckie ceny gazu i energii elektrycznej pozostają znacznie powyżej unijnej średniej, a związane z tym problemy przemysłu stały się jednym z głównych tematów trwającej kampanii wyborczej.
Dotychczasowe plany ustępującego rządu były zbieżne polityką UE, czyli zakładały zwiększenie wykorzystania OZE w celu obniżenia cen energii, a także elektryfikację procesów przemysłowych – bezpośrednio lub pośrednio za pomocą zielonego wodoru, produkowanego przy udziale źródeł odnawialnych.
Jednak nawet dane rządowe wskazują, że realizacja takiego scenariusza nie przebiega zgodnie z planem. Eksperci wątpią natomiast, czy subsydiowanie projektów związanych z elektryfikacją energochłonnych przemysłów jest uzasadnione. Ich produkty mogą bowiem mieć trudności z konkurowaniem z towarami z północy czy południa Europy, gdzie dzięki lepszym warunkom dla OZE energia będzie tańsza.
W tej sytuacji – jak pisze Euractiv – niemieckie firmy przemysłowe mogą stanąć przed wyborem, obejmującym dwie opcje. Pierwsza to przeniesienie energochłonnej produkcji do takich krajów jak Hiszpania, Portugalia, Norwegia, Szwecja czy Finlandia.
Natomiast druga to import wybranych surowców z tamtejszych rynków, takich jak choćby stal czy wodór, aby zapewnić konkurencyjne cenowo materiały dla przetwórstwa przemysłowego. Już teraz najwięcej unijnego wsparcia dla produkcji zielonego wodoru trafia właśnie do projektów na Półwyspie Iberyjskim i do krajów nordyckich, bo sprzyjają im dobre warunki dla OZE.
Zobacz też: UE traci konkurencyjność, a brukselski kompas nie wskazuje kierunku
