Latem tego roku gaz jako źródło energii elektrycznej będzie w Wielkiej Brytanii bardziej atrakcyjny od węgla – ocenia w dorocznej prognozie na lato brytyjski operator systemów przesyłowych National Grid.
Prognozy cen gazu, węgla i uprawnień do emisji CO2 sugerują, że przewagę konkurencyjną uzyska energia, produkowana z gazu, chociaż w przypadku mniej efektywnych jednostek wytwórczych, przewaga w stosunku do najlepszych jednostek węglowych będzie bardzo niewielka – czytamy w raporcie.
O pozycji energii z danego źródła na rynku decyduje cena. Raport wskazuje, że światowa nadpodaż LNG przyczyni się do utrzymania bardzo niskich cen gazu na NBP (National Balancing Point) czyli wirtualnym i jednocześnie głównym w Wielkiej Brytanii punkcie handlu gazem. Dzięki terminalom importowym Brytyjczycy mają bardzo duże możliwości sprowadzania LNG, choć w ostatnich latach zaspokajali tym importem między 20 a 25 proc. popytu. Podobnie ma być również w 2016 r.
Ceny węgla również są niskie, ale do kosztów produkcji energii elektrycznej należy doliczyć miejscowy podatek węglowy CPS, wynoszący aktualnie nieco ponad 19 funtów za tonę CO2.
Przy cenach gazu, które tradycyjnie latem dodatkowo spadają, według wyliczeń National Grid, z produkcją z węgla będą mogły w tym roku konkurować nawet stosunkowo najmniej sprawne z jednostek wytwórczych na gaz. W przypadku Wielkiej Brytanii ta najniższa sprawność wynosi 40,6 proc., a najlepsze jednostki CCGT osiągają 55,4 proc. Średnia sprawność brytyjskich bloków węglowych wynosi natomiast 34,9 proc. Wszystko wskazuje więc na to, że tego lata na Wyspach bloki na gaz będą pracować – razem z jądrowymi – w podstawie mocy, a źródła węglowe zostaną zepchnięte praktycznie na koniec merit order (czyli krzywej podaży lub inaczej rankingu cenowego decydującego o tym, którym elektrowniom opłaca się produkować przy danym poziomie zapotrzebowania, a więc konkretniej cenie).
Zmierzch ery węgla w Zjednoczonym Królestwie wydaje się być coraz bliższy. Ostatnią elektrownię węglową zamknęła w tym roku Szkocja. Największa elektrownia konwencjonalna – Drax – niemal w połowie przeszła na biomasę. Mimo to jej przyszłość stoi pod znakiem zapytania, bo problem emisji miało rozwiązać przyłączenie się do White Rose – projektowanego z finansowym wsparciem rządu systemu CCS. Jednak jesienią 2015 r. gabinet wycofał publiczne wsparcie w wysokości miliarda funtów, co oznacza w praktyce klapę całego projektu. Minister energii i klimatu Amber Rudd podtrzymała ostatnio zamiar zamknięcia ostatniej elektrowni węglowej na Wyspach do 2025 r.
W zasadzie plany te pokrzyżować mogłyby jedynie dalsze opóźnienia w budowie nowych elektrowni jądrowych z Hinkley Point C na czele. Projekt jest opóźniony z powodu kłopotów finansowych głównego inwestora – francuskiego EDF, ale z drugiej strony znajduje się pod silną brytyjską presją. Według naszych źródeł, zwlekający dotychczas z ostateczną decyzją inwestycyjną EDF – a chodzi o wyłożenie 15 mld euro – podejmie ją około 11 maja.
Szwedzki koncern podpisał z EPH wstępną umowę sprzedaży kompleksu kopalni i elektrowni we wschodnich Niemczech. Najciekawsza jest struktura finansowa transakcji i to ile Vattenfall na niej traci. Pytanie też, co dalej z energetyką węglową w Niemczech.
Łączna moc turbin wiatrowych w Polsce – blisko 5500 MW – przewyższa już moc największej elektrowni węglowej w kraju. Produkują także coraz więcej energii, wywołując obniżkę cen hurtowych. W wietrzne dni notowania na Towarowej Giełdzie Energii spadają nawet o kilkanaście procent. To oznacza niższe rachunki za energię, ale większe kłopoty energetyki konwencjonalnej.
