Według danych Międzynarodowej Energii Jądrowej w 2023 r. źródła niesterowalne odpowiadały za ponad 13 proc. produkcji światowej, a do 2028 r. udział ten zwiększy się prawie dwukrotnie – do blisko 25 proc. W UE udział źródeł niesterowalnych jest jednak znacząco wyższy – w 2023 r. łącznie farmy wiatrowe i fotowoltaika odpowiadały za generację 27 proc. energii elektrycznej, a w części krajów udział ten przekracza 40 proc.

Wysoki udział niesterowalnych źródeł energii może stwarzać problemy zwłaszcza podczas tzw. ciemnej flauty, której nawet kilka razy w ciągu roku doświadcza część krajów UE, w tym Polska. Jest to sytuacja, w której współczynnik wykorzystania mocy farm wiatrowych i paneli fotowoltaicznych spada poniżej 20 proc. na minimum 24 godziny. Jedna z ostatnich ciemnych flaut z dni 4-14 listopada 2024 r. przełożyła się na spadek udziału źródeł niesterowalnych w produkcji niemieckiej energii elektrycznej ze średnio 43 proc. do mniej niż 15 proc. Tę lukę Niemiecka gospodarka musiała pokryć w 2/3 za pomocą elektrowni węglowych i gazowych, a 1/3 importem energii elektrycznej z Francji.

Ciemna flauta

Wysoki udział niesterowalnych źródeł energii może stwarzać problemy zwłaszcza podczas tzw. ciemnej flauty, której nawet kilka razy w ciągu roku doświadcza część krajów UE, w tym Polska. Jest to sytuacja, w której współczynnik wykorzystania mocy farm wiatrowych i paneli fotowoltaicznych spada poniżej 20 proc. na minimum 24 godziny. Jedna z ostatnich ciemnych flaut z dni 4-14 listopada 2024 r. przełożyła się na spadek udziału źródeł niesterowalnych w produkcji niemieckiej energii elektrycznej ze średnio 43 proc. do mniej niż 15 proc. Tę lukę Niemiecka gospodarka musiała pokryć w 2/3 za pomocą elektrowni węglowych i gazowych, a 1/3 importem energii elektrycznej z Francji.

Liczenie kosztu wygenerowania energii elektrycznej przez dane źródło musi uwzględniać konieczność utrzymywania mocy dyspozycyjnych w systemie elektroenergetycznym, rozbudowy sieci i magazynów energii. Cechy niesterowalnych źródeł energii przekładają się na konieczność ich bilansowania za pomocą mocy dyspozycyjnych. Obecnie w tym celu wykorzystywane są głównie elektrownie gazowe i – w mniejszej skali – elektrownie węglowe oraz szczytowo-pompowe. W przyszłości mają być to bateryjne magazyny energii oraz elektrownie gazowe wykorzystujące biometan oraz wodór pochodzący ze źródeł zero- i niskoemisyjnych. Koszt ten zwykle nie jest jednak wliczany do procesu obliczania LCOE. LCOE nie uwzględnia też występowania warunków skrajnie niekorzystnych dla generowania energii ze źródeł niesterowalnych, takich jak tzw. „ciemna flauta" (dunkelflaute), na które krajowe systemy elektroenergetyczne muszą być przygotowane – wskazuje dr Adam Juszczak, starszy doradca z zespołu klimatu i energii w PIE.

Inne wskaźniki lepiej pokazują faktyczne koszty pozyskiwania energii niż LCOE

Wskaźniki alternatywne wobec LCOE, takie jak VALCOE (Value-adjusted levelized cost of electricity) czy LCOLC (Levelized Full System Costs of Electricity) pozwalają na pełniejsze niż LCOE uchwycenie faktycznych kosztów poszczególnych źródeł energii elektrycznej dla całego systemu. Punktem wyjścia do obliczania VALCOE jest średnia wartość LCOE różnych projektów wykorzystujących analizowaną technologię. Korekta polega m. in. na uwzględnieniu 3 komponentów, do których należą wartość energii (porównanie indywidualnych jednostek do średniej systemowej), pojemność i elastyczność.

Zastosowanie wskaźnika VALCOE istotnie wpływa na ocenę opłacalności poszczególnych technologii wytwarzania energii elektrycznej. Największy wpływ zastosowania VALCOE można zauważyć w przypadku fotowoltaiki, dla której koszt wygenerowania 1 MWh po korekcie rośnie ponad 2-krotnie w porównaniu z LCOE. Najmniejsze różnice z kolei można zauważyć w przypadku farm wiatrowych na morzu, które można określić „najstabilniej generujacymi wśród źródeł niesterowalnych".

Z kolei wskaźnik LCOLC opiera się na zapotrzebowaniu, które musi zostać pokryte by zaspokoić prognozowane potrzeby danego systemu elektroenergetycznego. Dla różnych dostępnych rozwiązań technologicznych określane są dostępne moce wytwórcze elektrowni oraz wielkość wytwarzania energii elektrycznej z różnych źródeł przy minimalnych kosztach, w taki sposób, aby dokładnie pokryć określony profil zapotrzebowania. Podczas gdy LCOE energetyki wiatrowej i fotowoltaiki wynoszą znacząco poniżej 50 EUR/MWh, to po doliczeniu kosztów bilansowania dla miksu farm wiatrowych i paneli fotowoltaicznych LCOLC wynosi od 70,8 EUR/MWh (w przypadku bilansowania za pomocą kombinacji magazynów bateryjnych, gazu ziemnego i wodoru) nawet do 210,7 EUR/MWh (w przypadku wykorzystania wyłącznie magazynów bateryjnych).

Nieuwzględnianie dodatkowych kosztów, wynikających z konieczności utrzymywania mocy dyspozycyjnych w systemie, wyższych kosztów sieci czy kosztów spowodowanych nadpodażą energii elektrycznej we wskaźnikach będących podstawą do tworzenia i ewaluacji polskich i unijnych dokumentów strategicznych może prowadzić do niewłaściwych wycen całościowych kosztów poszczególnych inwestycji dla krajowych systemów elektroenergetycznych, a w konsekwencji – suboptymalnego i nieodpowiedzialnego planowania miksu elektroenergetycznego. Dlatego też rekomendujemy uzupełnienie publikowanych w Polsce i UE obliczeń LCOE przynajmniej jednym z prostszych alternatywnych wskaźników, takich jak VALCOE lub LCOLC – mówi dr Adam Juszczak, starszy doradca z zespołu klimatu i energii w PIE.

Link do całego raportu: pie.net.pl

Fot. Depositphotos