Spis treści
Stare elektrownie jądrowe w Japonii wracają do pracy, ale co będzie za 10 lat?
Japonia piętnaście lat po katastrofie w Fukushimie reaktywuje swoje elektrownie jądrowe, ale bez dalszego rozwoju OZE trudno będzie jej zmniejszyć uzależnienie od importu gazu, węgla i ropy – pisze „The Economist”.
Tygodnik zwraca uwagę na stopniowe przywracanie do pracy floty japońskich reaktorów – na czele z największą na świecie elektrownią Kashiwazaki-Kariwa o łącznej mocy 8 GW. Jednocześnie podkreśla, że polityka energetyczna Kraju Kwitnącej Wiśni znajduje się w impasie.
Chodzi przede wszystkim o przyhamowanie rozwoju OZE w sytuacji, gdy samo uruchamianie starzejących się elektrowni jądrowych nie pozwoli ograniczyć importu paliw kopalnych, od czego Japonia jest praktycznie całkowicie uzależniona.
Większość japońskich reaktorów została zbudowana w latach 70. i 90. XX wieku. Tymczasem prognozy wskazują, że zapotrzebowanie na energię elektryczną będzie rosło z uwagi na rozwój energochłonnych centrów danych.
Obecnie Japonia ma 15 działających reaktorów. Kolejne trzy otrzymały zezwolenia na ponowne uruchomienie, a 18 czeka na zgody ze strony nadzoru jądrowego. Wszystkie z nich muszą zostać uruchomione, aby energetyka jądrowa osiągnęła zakładany 20-procentowy udział w japońskim miksie energetycznym.
Jednocześnie większość reaktorów będzie musiała zostać wycofana z eksploatacji w latach 40. i 50. Jeśli mają one zostać zastąpione przez nowe elektrownie, to pierwsze inwestycje w nowe reaktory wkrótce powinny się rozpoczynać.
Ale tak się nie dzieje – pomimo obietnic wsparcia finansowego z budżetu, trwają dopiero badania geologiczne pod budowę jednego z nich. Równie mgliste są plany energii z wodoru i geotermii.
Tymczasem, jak zaznacza „The Economist”, według rządowej strategii OZE powinny odpowiadać za 40-50% dostaw energii w 2040 roku, wobec osiągniętych około 25% w 2025 roku. Problem w tym, że górzyste ukształtowanie terenów lądowych, a także głęboki szelf kontynentalny utrudniają instalację paneli słonecznych i turbin wiatrowych.
Procedury budowlane i środowiskowe są jeszcze dłuższe niż w wielu krajach europejskich – wiatraki muszą np. spełniać takie same normy wytrzymałości na wypadek trzęsień ziemi jak budynki.
Do tego dochodzi opór społeczny i polityczny związany z wpływem wielkoskalowych inwestycji na krajobraz. Takaichi Sanae, nowa premier Japonii sprzeciwiła się niedawno „pokrywaniu naszego kraju zagranicznymi panelami PV”.
Dlatego tempo wdrażania OZE systematycznie spada i jest najniższe od kilkunastu lat. W rezultacie prawdopodobne jest, że w przyszłości rosnący popyt na energię będę musiały pokryć elektrownie gazowe i węglowe, zasilane importowanym paliwem. A Japonia już dziś ma jeden z najwyższych wskaźników uzależnienia od importu energii – w Europie gorszy ma tylko maleńki Luksemburg.
Zobacz też: Jak zmieniła się energetyka i ceny prądu przez 20 lat?
Chińscy potentaci PV szukają nowych pomysłów
Fotowoltaiczni potentaci już na tyle wyśrubowali swoje moce wytwórcze i zoptymalizowali technologię, że w poszukiwaniu większych zysków i nowych przychodów muszą dywersyfikować się na nowe sektory – analizuje David Fickling, publicysta Bloomberga.
W ten sposób odnosi się do przekazów, które płyną z prezentacji i wypowiedzi szefów największych koncernów, czyli przede wszystkim chińskich producentów, mających ponad 80% globalnego rynku. Ich wspólną cechą jest nacisk na rozwój na nowych rynkach związanych z energetyką.
Przykładowo Longi Green Energy Technology, największy dostawca paneli PV na świecie, osiągnął już pozycję piątego co do wielkości producenta elektrolizerów. Natomiast pod koniec ubiegłego roku grupa przejęła kontrolę nad PotisEdge – kanadyjskim dostawcą bateryjnych magazynów energii.
Również JinkoSolar – numer dwa na globalnym rynku – stawia przede wszystkim na magazyny energii i zamierza oferować swoim klientom hybrydowe instalacje, łączące fotowoltaikę i baterie. Tą ścieżką rozwoju zamierzają też podążać m.in. JA Solar Technology, Trina Solar czy Canadian Solar.
Zdaniem Davida Ficklinga taka strategia jest uzasadniona, gdyż udział fotowoltaiki w miksie energetycznym rośnie, a wielu krajach energetyka słoneczna odpowiada już za ponad 20% dostaw energii.
W efekcie rośnie zapotrzebowanie na magazyny energii, które przy coraz większym nasyceniu rynku energią ze słońca będą stawały się nieodłącznym elementem inwestycji w fotowoltaikę. W dalszej przyszłości analogicznie można spodziewać się większego zainteresowania elektrolizerami.
Publicysta Bloomberga zwraca uwagę, że podobne historie związane z ewolucją dużych firm, które były liderami w swojej dziedzinie, można znaleźć w innych sektorach. Przykładowo IBM był kiedyś synonimem komputera, ale gdy produkcja tych urządzeń się upowszechniła, to amerykański koncern zaczął dywersyfikować się na inne segmenty rynku informatycznego.
Są też przykłady firm, które zatraciły pęd do innowacji i szukania nowych produktów, takie jak Blackberry, Nokia czy Intel, które przypłaciły to utratą wiodącej pozycji na rynku. Dlatego – jak zaznacza David Fickling – chińscy potentaci branży fotowoltaicznej już teraz szukają sposobów, jak uniknąć takiego losu.
Zobacz również: Czy OZE sprawdziły się w czasie ostrej zimy?
Ceny gazu budzą obawy przed kolejnym kryzysem energetycznym
Nie minął tydzień od rozpoczęcia przez USA i Izrael wojny z Iranem, a sytuacja na rynku gazu obudziła w Europie obawy przed kolejnym kryzysem energetycznym. Zwłaszcza w sytuacji, gdy konkurencja o błękitne paliwo rośnie na tyle, że niektóre statki z LNG już zmieniają kurs z Europy na Azję – podkreśla „Financial Times”.
Dziennik zaznacza, że w ciągu tygodnia wojny na Bliskim Wschodzie gaz w Europie podrożał o 70% – do ponad 50 euro za MWh. Ceny surowca są na najwyższym poziomie od 2023 roku, gdy powoli wygasał kryzys energetyczny związany z agresją Rosji na Ukrainę.
Od tego czasu Unia Europejska zdywersyfikowała kierunki dostaw, przez co import z kierunku wschodniego został mocno ograniczony. Według założeń UE miała dążyć do całkowitego odejścia od rosyjskiego gazu do końca 2027 roku, ale ostatnie wydarzenia wystawiają na cel na próbę.
Wszystko z powodu sytuacji na Bliskim Wschodzie. W szczególności dotyczy to wstrzymania żeglugi przez kluczową Cieśninę Ormuz i irańskich ataków na Katar, które zmusiły drugiego co do wielkości na świecie dostawcę skroplonego gazu ziemnego do wstrzymania produkcji.
W tej sytuacji na rynku rośnie konkurencja o LNG. W ubiegłym tygodniu – jak odnotowała firma analityczna Kpler – statek przewożący ładunek z Nigerii zmienił wcześniejszy kurs do Francji i obrał trasę w kierunku Azji.
Tymczasem po tegorocznej, najsurowszej od wielu lat zimie, poziom wypełnienia magazynów gazu w Europie znajduje się na historycznie niskim poziomie poniżej 30%. Pięcioletnia średnia dla tej pory roku wynosi około 45%. To oznacza, że odbudowanie zapasów w sytuacji wysokich cen gazu i niepewności co do dalszych losów wojny może być bardzo kosztowne.
Choć sytuacja nie jest tak dramatyczna jak w 2022 roku, gdy ceny gazu sięgały nawet 340 euro za MWh, to „Financial Times” zaznacza, że i tak może się to przełożyć na wyraźny wzrost inflacji w Europie.
W największym stopniu mogą to odczuć państwa, które są dużymi importerami błękitnego paliwa i są mocno uzależnione od energetyki gazowej, zwłaszcza Włochy i Niemcy. Ponadto wpłynie to również na kondycję energochłonnych branż przemysłu ciężkiego.
Zobacz także: Kto zarobi a kto straci na wojnie w Iranie?
Hiszpanie ruszają inwestycją w zielony wodór za 1 mld euro
Hiszpański koncern naftowy Moeve rozpoczyna wartą 1 mld euro inwestycję w produkcję zielonego wodoru. Przedsięwzięcie wesprze 300 mln euro unijnego dofinansowania – donosi „Financial Times”.
Dziennik podkreśla, że jest to jeden z najbardziej ambitnych projektów związanych z produkcją wodoru w zasilanym energią odnawialną procesie elektrolizy. Takich pomysłów pojawiło się bardzo dużo na fali kryzysu energetycznego w 2022 roku.
Jednak w kolejnych latach dziesiątki tego typu przedsięwzięć zmagało się opóźnieniami, a wiele z nich zostało odłożonych do szuflady lub całkiem anulowanych. Powodem był brak klientów na to czyste paliwo, gdyż jego koszt względem wodoru pozyskiwanego z paliw kopalnych pozostaje wysoki. W efekcie trudno było też o finansowanie projektów.
Według Moeve sporym wyzwaniem dla rozpoczęcia inwestycji było uzyskanie odpowiednich mocy przyłączeniowych do sieci elektroenergetycznej. Ten problem udało się ostatecznie rozwiązać w ubiegłym roku i grupa przewiduje, że w 2029 roku ruszy z produkcją zielonego wodoru.
Moeve przekonuje, że słoneczna i wietrzna pogoda w Andaluzji czyni to miejsce jednym z niewielu w Europie, gdzie produkcja zielonego wodoru ma być opłacalna. Koncern zapowiada, że będzie go produkował za „znacznie poniżej 6 euro za kilogram”, czyli około dwukrotnie drożej niż pozyskiwany jest wodór z gazu.
Początkowo produkowany w Andaluzji zielony wodór Moeve planuje wykorzystywać na własne potrzeby w swoich fabrykach, a przyszłości liczy m.in. na sprzedaż wodorowych „zielonych certyfikatów” podmiotom, które będą musiały wykazać wykorzystanie czystego paliwa.
Moeve do 2024 roku była znana pod nazwą Cepsa. Grupa jest kontrolowana przez fundusz Mubadala ze Zjednoczonych Emiratów Arabskich, a drugim co do wielkości akcjonariuszem jest amerykańska firma Carlyle.
Zobacz również: KE prezentuje plan na „Made in Europe”, a Polska wciąż szuka definicji local content
