Raport ponad 100 niemieckich naukowców z najbardziej renomowanych uczelni przedstawia Christian SchnellRaport ponad 100 niemieckich naukowców z najbardziej renomowanych uczelni przedstawia Christian Schnell
W 2015 r. ponad 100 niemieckich naukowców ze zrzeszeń Nationale Akademie der Wissenschaften Leopoldina, Acatech – Deutsche Akademie der Technikwissenschaften, Union der Deutschen Akademien der Wissenschaften spośród ponad 60 dostępnych modeli wybrało i opracowało 8 reprezentatywnych modeli rynku elektroenergetycznego na 2050 r., zakładając zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych z elektroenergetyki do 2050 r. o 80-100% w porównaniu z rokiem 1990.
Zgodnie z przedstawionymi scenariuszami udział technologii z wahającą się produkcją energii elektrycznej z wiatru i słońca oscyluje pomiędzy 39% i 87% (z uwzględnieniem zmniejszonej produkcji przez okres nawet kilku tygodni z powodów meteorologicznych), ponieważ głównie za pomocą tych technologii można osiągnąć pożądane zmniejszenie gazów cieplarniach na odpowiednim poziomie – w najtańszy sposób.
Zatem zasadnicze pytanie brzmi: jak uzupełnić te technologie za pomocą produkcji energii przez elastyczne technologie konwencjonalne lub odnawialne – z elastycznym celem redukcji emisji gazów cieplarnianych, uwzględniając zarządzanie popytem po stronie konsumentów i przemysłu (demand-side-management), oraz jak magazynować energię elektryczną (i ciepło) w celu bezpiecznej dostawy energii w odpowiednim momencie, w tym uwzględniając wykorzystanie przetwarzania nadprodukcji prądu w ciepło (power-to-heat) lub w sposób chemiczny (power-to-gas/fuel/chemicals).
Poniżej przedstawiamy wnioski z tego opracowania, które mogą być wskazówką również dla miksu elektroenergetycznego w Polsce.
Dla uproszczenia kalkulacji optymalnego miksu wychodzono z założenia, że całość instalacji wymaga budowy od zera (pomimo iż autorzy uważają, że szczególnie w przypadku elektrowni wodnych lub szczytowo pompowych istniejące instalacje będą dalej dyspozycyjne), ponadto nie uwzględniono importu prądu z krajów sąsiednich oraz wpływu rynku energii elektrycznej na rynek ciepła.
Obecne zużycie energii elektrycznej brutto w Niemczech wynosi ok. 650 TWh, natomiast scenariusze uwzględniają poziom zużycia brutto pomiędzy 400 – 800 TWh w 2050 r. Do porównania wybrano 2008 r. z powodu średniej produktywności przez technologie z wahającą się produkcją energii elektrycznej z wiatru i słońca.
Scenariusze uwzględniają dostępne surowce dla danej technologii w wystarczającej ilości, jak również czynnik akceptacji społecznej, co jest szczególnie ważne dla decydentów politycznych. Ponadto uwzględniono scenariusze ze scentralizowanym lub zdecentralizowanym modelem wytwarzania energii elektrycznej – pomimo umiarkowanie wyższych kosztów przy zdecentralizowanym modelu czynnik akceptacji społecznej działa na jego korzyść.
Jedyna technologia wytwarzania energii nie uwzględniona to elektrownie atomowe, ponieważ wszyscy eksperci byli zgodni, że rozwój technologii fuzji termojądrowej do 2050 r. jest wysoce wątpliwy, zatem konstruowanie miksu energetycznego na energetyce jądrowej wydawało się zbyt ryzykowne. Jeżeli jedna technologia pojawi się w (prawie) wszystkich 8 scenariuszach, można wyjść z założenia że inwestycja w taką technologię jest konieczna. Przy technologiach, które pojawiają się tylko raz bądź w ogóle we wskazanych scenariuszach, można mieć wątpliwości, czy przy długim czasie amortyzacji od 30 do 50 lat już dziś inwestycja w taką technologię jest w ogóle sensowna.
Analizie poddano również potencjalny wzrost kosztów produkcji energii elektrycznej przy niskich celach zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych na podstawie tzw. scenariusza mrożonego (Frozen Scenario) uwzględniającego oczekiwany miks technologiczny w 2025 roku bez dalszego obniżenia celów emisyjnych. Okazało się, że zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych przy produkcji energii elektrycznej o 80% w odniesieniu do 1990 r. (w 2025 r. zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych ma wynieść ok. 20% w odniesieniu do 1990 r.) nie prowadzi do żadnego wzrostu kosztów. Dopiero zmniejszenie o 90% prowadzi do wyższych kosztów od 7% do 15%, natomiast zmniejszenie o 100% to dalszy wzrost kosztów od 15% do 30% – nie uwzględniono oszczędności z powodu wyższych cen we wspólnotowym systemie handlu certyfikatami emisji CO2.
W przypadku wyczerpania maksymalnego potencjału redukcji kosztów energetyki wiatrowej i fotowoltaiki do 2050 r. nawet przy zmniejszeniu emisji o 90% nie dojdzie do żadnego wzrostu kosztów. Wynika z tego, że w sektorze elektroenergetycznym zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych przy produkcji energii elektrycznej o 90% w odniesieniu do 1990 r. wydaje się jak najbardziej racjonalnym podejściem, ponieważ dopiero redukcja o 100% prowadzi do odczuwalnego skoku kosztów.
Dla poszczególnych technologii uwzględniono następujące parametry. Podstawową technologią niemieckiego miksu energetycznego będzie energetyka wiatrowa na lądzie oraz na morzu, ponieważ jest to najtańszy sposób produkcji energii. Za pomocą energetyki wiatrowej w Niemczech wyprodukowano w 2014 r. 8,6% całości wyprodukowanej energii elektrycznej (co odpowiada 52 TWh), dla porównania w Polsce obecna produkcja wynosi od 6,5 do 7%. Cel w 2050 r. oscyluje pomiędzy 200 i 420 TWh.
Autorzy wyszli z założenia, że w 2050 r. w przypadku energetyki wiatrowej na lądzie koszty inwestycji na kW łącznie z kosztami przyłączenia do sieci będą wynosić od 830 – 1.240 Euro, a koszty produkcji prądu wynoszą od 3,9 – 7,8 Eurocent/kWh. Średnia ilość godzin produkcji wynosi od 2.500 do 3.500 godzin w ciągu roku. W przypadku energetyki wiatrowej na morzu koszt na kW wynosi od 1.670 do 4.800 Euro, a koszty produkcji prądu wynoszą od 4,2 do 11,5 Eurocent/kWh. Średnia ilość godzin produkcji wynosi 5.500 godzin w ciągu roku.
W Niemczech akceptacja społeczna energetyki wiatrowej wciąż jest relatywnie wysoka, przy czym autorzy polecają partycypację społeczną oraz rozwój spółdzielni energetycznych w celu poprawy akceptacji społecznej, szczególnie przy farmach wiatrowych na lądzie.
Również istotną technologię produkcji energii elektrycznej jest fotowoltaika, która w Niemczech w 2014 r. odpowiadała za produkcję 5,8% całości wyprodukowanej energii, co odpowiadało 35 TWh. Cel produkcji w 2050 r. oscyluje pomiędzy 70 i 143 TWh. Możliwa jest dalsza redukcja kosztów produkcji od 45% do 70% do 2050 r., tym samym inwestycja na kW dla instalacji wolnostojących wynosi w 2050 r. od 295 – 625 Euro, a koszty produkcji prądu wynoszą od 3,5 – 6,4 Eurocent/kWh, zaś inwestycja na kW dla instalacji dachowych wynosi w 2050 r. od 440 – 715 Euro, a koszty produkcji prądu wynoszą od 5,2 – 8,0 Eurocent/kWh. Średnio w 2050 r. fotowoltaika ma produkować ok. 1/3 ilości energii elektrycznej produkowanej przez instalacje wiatrowe.
Elastyczne elektrociepłownie z układem gazowo-parowym będą podstawą technologii wytwarzania energii elektrycznej w celu bilansowania technologii z wahającą się produkcją również przez okres nawet kilku tygodni. Z powodu obecnego braku opłacalności w systemie merit-order wprowadzenie elementów rynku mocy dla tych technologii wydaje się koniecznością.
Przy scenariuszach z niższym celem zmniejszenia emisji do 80 proc. w sektorze produkcji energii elektrycznej, paliwem dla układów gazowo-parowych ma być gaz ziemny, przy wszystkich scenariuszach z wyższym celem zmniejszenia emisji o 90% lub produkcja biometanu z biomasy agro, biomasy leśnej i z biodegradowalnych odpadów w celu wprowadzenia do sieci gazowej lub bezpośrednią produkcją energii w układach gazowo-parowych. Ta technologia ma kluczowe znaczenie dla udanej transformacji energetycznej (Energiewende).
Dla bezpieczeństwa energetycznego Polski paradoksalnie wyższy cel zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych o 90% uniezależnia Europę od importu gazu ziemnego z krajów trzecich, głównie Rosji. Autorzy raportu szczególnie polecają badania nad turbinami gazowymi nowej generacji, które mogą wytwarzać prąd z gazu ziemnego, biometanu lub wodoru zależnie od rosnącego celu zmniejszenia emisji.
W Niemczech, tak jak w Polsce biomasa jest już istotnym filarem produkcji energii elektrycznej, przy czym ok. 20% obecnie dostępnej ziemi uprawnej (co odpowiada ok. 2,4 mln hektarów) jest wykorzystywane w celu produkcji energii. Potencjał ziemi uprawnej dla plantacji energetycznych będzie wynosił do 2020 r. dodatkowo 3,6 mln hektarów. Koszty biomasy mają wynieść od 7 do 25 Euro/tonę. Istotnym jest również, że ok. 60% produkowanej żywności ulega rozproszeniu w trakcie transportu, w procesie sprzedaży, a potem w gospodarstwach domowych, co powoduje konieczność wdrożenia optymalnych procesów zarządzania produktami, w tym finalnymi odpadami, w celu rozwoju gospodarki obiegu zamkniętego.
Dla uproszczenia autorzy wyszli z założenia, że całość biomasy będzie wykorzystana do zgazowania, przy czym średnie koszty produkcji biometanu w odniesieniu do wartości grzewczej mają wynieść 54,6 Euro/MWh.
Raport wskazuje na wymóg opracowania strategii wykorzystania biomasy do celów energetycznych, m.in. dla oceny ryzyk z powodu zwiększających się plantacji energetycznych, skutków dla wód gruntowych łącznie z ich zanieczyszczeniem, jak również z powodu erozji gruntów.
Przy prawie wszystkich scenariuszach potencjał biomasy zostanie wykorzystany w całości, tylko w przypadku rozwoju skoncentrowanej energii solartermalnej lub magazynowania CO2 (technologia CCS) na szeroką skalę lub udziału energetyki wiatrowej i fotowoltaicznej powyżej 90% potencjał biomasy nie zostanie wykorzystany w pełni. Elektrownie oparte na spalaniu (a nie na gazyfikacji) drewna tylko wtedy pojawią się w scenariuszach, jeżeli udział instalacji odnawialnych będzie wynosił 100%, lub jeżeli produkcja energii będzie mocno zdecentralizowana. Z powodu zasadniczo niskiej akceptacji społecznej dla biogazowni naukowcy zalecają mniejsze biogazownie w kogeneracji wraz z efektywnym wykorzystaniem masy pofermentacyjnej.
Wytwarzanie skoncentrowanej energii solartermalnej (tzw. CSP) miałoby polegać na produkcji energii elektrycznej w północnej Afryce oraz jej imporcie do Europy za pomocą bardzo wydajnej infrastruktury sieciowej. Autorzy opracowania są jednak sceptyczni wobec tego scenariusza z powodu niskiej akceptacji społecznej dla rozbudowy infrastruktury sieciowej oraz z powodu długotrwałych procesów planistycznych i środowiskowych. Ponadto ta technologia wymaga optymalnego czasu produkcji powyżej 3.000 godzin z powodu wysokich kosztów rozbudowy infrastruktury sieciowej. Jeżeli jednak ta technologia zostanie wprowadzona na wielką skalę, będzie ona stanowić głównie konkurencję dla technologii zgazowania biomasy.
Wytwarzanie energii elektrycznej z geotermii z głębokości od 3.500 do 5.000 metrów tylko przy obniżeniu kosztów o więcej niż 70% – głównie z powodu szybko spadających kosztów technologii wiercenia (w Stanach Zjednoczonych) – ma szansę wdrożenia na większą skalę. Jednak z powodów technicznych produkcja w kogeneracji nie jest możliwa. Dlatego autorzy wychodzą z założenia, że nawet przy drastycznej obniżce kosztów wytwarzania energii z geotermii, zakres jej zastosowania będzie obejmować tylko produkcję ciepła, ale nie produkcję prądu.
Dla konwencjonalnych elektrowni tj. EWB, EWK oraz elektrowni gazowych (gaz ziemny) kluczowe znaczenie ma rozwój technologii magazynowania CO2. Jednak nawet przy stosowaniu technologii magazynowania CO2 dana elektrownia nadal będzie emitować ok. 10% CO2, dlatego przy scenariuszach z redukcją emisji gazów cieplarnianych o 100% ta technologia nie może znaleźć zastosowania.
Autorzy wyszli z założenia, że wytwarzanie energii z węgla brunatnego jest tańsze, zatem wytwarzanie energii z węgla kamiennego nie znajdzie zastosowania w żadnych ze scenariuszy. Autorzy jednak przyznają, że w połączeniu z kombinacją wysokich cen za uprawnień EWK może stanowić bardziej konkurencyjną technologię. Wyzwaniem technicznym jest elastyczność produkcji szczególnie dla EWB i EWK oraz związany z tym skrócony czas życia instalacji, tym samym potrzebny jest odpowiedni skok technologiczny – oraz wynagradzanie elastyczności przez mechanizmy rynku mocy, o ile rozwój technologiczny umożliwia pożądaną elastyczność technologii. Komisja Europejska, która w grudniu tego roku ma przedstawić dyrektywy dotyczące nowego modelu rynku mocy stawia na bardzo mocny wzrost rozpiętości (spread) między cenami w podstawie i szczycie, tak aby ceny odzwierciedlały realne zapotrzebowanie na energię w danym momencie, co głównie promuje elastyczne technologie tj. elektrownie gazowe.
To podejście jest podzielane przez EURELECTRIC, zrzeszenie spółek energetycznych w Europie. EURELECTRIC proponuje pełną integrację rynku we wszystkich ramach czasowych – głównie bilansowanie w odstępach 60 minut i 15 minut, ale również handel Intraday w odstępie 120 minut, żeby efektywnie zarządzać niedostatkami dostawy energii elektrycznej.
Podstawowym problemem w Niemczech są kończące się koncesje na kopalnie odkrywkowe po 2030 r. i brak akceptacji społecznej dla nowych kopalni. Bez technologii magazynowania CO2 elektrownie węglowe pojawią się tylko przy scenariuszach z celem zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych w sektorze elektroenergetycznym poniżej 80% przy czym w tym przypadku znacznie przeważa produkcja energii przez elektrownie gazowe oparte o gaz ziemny z powodu ich elastyczności. W istocie EWK i EWB bez magazynowania CO2 są technologiami przejściowymi, ze spadającą ilość godzin produkcji do momentu ich całkowitego wyłączenia. Autorzy opracowania rekomendują badania w celu poprawienia elastyczności elektrowni węglowych (EWB) np. przez produkcję ciepła i magazynowanie ciepła oraz przez wytwarzanie produktów z magazynowanego CO2 , ale również zgazowanie węgla w celu wytwarzania produktów np. w sektorze chemicznym. Zasadniczym wyzwaniem w Niemczech jest jednak brak akceptacji społecznej dla magazynowania CO2.
Opracowanie wskazuje ponadto, że bardzo efektywne opcje przy każdym ze scenariuszy to power-to-heat z magazynowaniem ciepła, kogeneracja oraz demand-side-management. Przy odpowiednio efektywnym zarządzaniu popytem szczególnie w zakresie energetyki konsumenckiej nie istnieje konieczność magazynowania energii elektrycznej przez krótki czas w większych instalacjach np. z elektrowni pompowo-sztyftowych lub magazynów sprężonego powietrza. Jednak magazynowanie energii elektrycznej przez dłuższy czas za pomocą (bio)metanu (lub wodoru) wydaje się koniecznością. Istotnymi filarami Demand-side-management są e-mobility łącznie z technologią vehicle-to-grid tj. bilansowanie energii elektrycznej przez samochody elektryczne oraz bilansowanie przez magazyny energii domowych systemów fotowoltaicznych – zarządzanie sprzętem AGD ma mniejsze znaczenie. Jednak zabezpieczenie transferu danach jest koniecznie w celu uzyskania akceptacji społecznej.
W sektorze przemysłowym potencjał DSM jest ograniczony. Technologia power-to-gas znajdzie zastosowanie tylko w przypadku bardzo wysokiego udziału technologii z wahającą się produkcją energii elektrycznej. Autorzy opracowania rekomendują badania nie tylko w celu poprawienia danych technologii, ale również w celu ich integracji do systemu co jest wielką szansę dla sektora informatycznego.
