Praktycznie przekłada się to na zaniechanie produkcji energii eklektycznej z węgla, ograniczenie emisyjności pojazdów mechanicznych czy poważne obostrzenia w ogrzewaniu gospodarstw domowych energią powstałą ze spalania.
W ostatnim okresie pojawiło się wiele sprzecznych informacji, zawirowań związanych z dostępnością energii elektrycznej (przykład Teksasu jest znaczący), czy rosnącym importem energii elektrycznej (tutaj przykładem może być Polska, czy Szwecja).
Polski mix energetyczny
W ciągu ostatniej dekady ilość energii wyprodukowanej z węgla kamiennego i brunatnego spadła z ok. 140 TWh (85% całości) do 120 TWh, w tym czasie energia pochodząca z gazu wzrosła (spadł też koszt wytworzenia przeliczeniowego GJ energii i obecnie jest tylko 3-krotnie wyższy niż w przypadku węgla kamiennego). Rola OZE z niemal marginalnej poważnie wzrosła i systematycznie zbliża się do 20% (w Niemczech przekroczyła już 50%).
Sama moc zainstalowana, czyli teoretyczne możliwości wytwórcze OZE, wzrosła w ciągu dekady z 2 do niemal 10 GW.
W tym miejscu informacja, która być może wielu zaskoczy – od roku 2017, kiedy wyprodukowaliśmy 170 TWh – produkcja energii elektrycznej w Polsce spada. Przyczyn możemy upatrywać w wysokich cenach na rynku hurtowym (ceny, po których dystrybutorzy sprzedają paliwo sieciom, mamy jedne z najwyższych w Europie), okresowymi nadprodukcjami energii pochodzącej z OZE, gdzie np. Niemcy eksportują prąd nawet z dużą stratą, tylko po to, aby pozbyć się nadwyżki. O ile ceny klienta końcowego w Polsce są jednymi z najniższych w UE, to wyżej opisana sytuacja tworzy presję na import energii elektrycznej. Sytuację zmieniłoby zmniejszenie znaczenia kontraktów długoterminowych (dzięki nim Kowalski ma taniej) w sprzedaży energii, a dzięki temu znacząco rozwinąłby się rynek giełdowy – obniżając ceny i import. Niestety wiązałoby się to z poważnymi podwyżkami cen dla klientów końcowych.
Mależy spodziewać się, że ceny detaliczne będą rosły, zmniejszając nieco zakupy importowe, ale nie w takim stopniu, który by zjawisko to wyeliminował.
Różne moce
W tym miejscu wydaje się konieczne wskazanie różnicy pomiędzy mocą dyspozycyjną a mocą osiągalną. Pierwsza, to realnie osiągana moc wyprodukowanej energii elektrycznej, druga obejmuje teoretyczne możliwości posiadanych urządzeń wytwórczych. W 2019 r., pierwsza wyniosła średnio niespełna 30 GW, gdy osiągalna ponad 46, przy realnym zapotrzebowaniu na poziomie 23,5 GW i obciążeniu niespełna 22GW, skąd te różnice? Składają się na nie rezerwy mocy. Elektrownie utrzymują możliwości wytwórcze na żądanym poziomie, za co otrzymuje gratyfikację finansową, aby pokryć koszty – remonty na ponad 4 GW oraz ubytki i rozruchy to prawie 12 GW. Warto zaznaczyć, że rezerwa w sytuacji wzrostu udziału OZE będzie rosła.
Jak bardzo trudne jest zapewnienie stabilności dostaw prądu może pokazać przykład: 25 stycznia 2019 roku zanotowano rekord zapotrzebowania na moc o wielkości 26.5 GW, natomiast minimum 22 kwietnia 2019 r. opiewało na 11,5 GW. Oczywiście jest rzeczą naturalną, że nocne minimum z kwietnia, czy dzienne ze stycznia w jakiejś skali dały się przewidzieć, gdy jednak dołożymy kolejny czynnik pełen niepewności, czyli poziom produkcji z OZE, zaczynamy sobie uświadamiać, przed jakimi wyzwaniami stoją zarządzający energetyką.
Musimy mieć również świadomość, że zjawisko blackout, czyli całkowitego zaniku prądu w sieci na jakimś obszarze, może zdarzyć się z powodu zbyt niskiej ilości prądu w sieci, w stosunku do zużycia, ale też z powodu zbyt dużej ilości tegoż prądu. W lutowym numerze Układu Sił z 2018 r., szczegółowo opisano zdarzenie, które mogło spowodować załamanie się naszego systemu energetycznego w wypadku, niezapowiedzianego „zrzutu energii” do polskiego sytemu, gdy wystąpi jej nadprodukcja u naszych zachodnich sąsiadów. W dużym uproszczeniu – w razie przeciążenia urządzenia odcinają prąd, powodując jego zanik w sieci.
Wielkie wyzwania i niewystarczające zasoby
Teraz powinniśmy zrozumieć wagę czynnika, którego znaczenie będzie rosło. OZE zapewnia nam niską emisję CO2, lecz z powodu niepewności pogodowej jest czynnikiem destabilizującym cały system energetyczny. O ile możemy łatwo przewidzieć, o której godzinie wzejdzie słońce i fotowoltaika zacznie pracować, o tyle zachmurzenie, zmniejszające jej efektywność jest czynnikiem niepewnym. Jeszcze wyraźniej widać to w przypadku elektrowni wiatrowych, gdzie mocny wiatr zapewnia więcej energii elektrycznej, a jego brak wymusza produkcję z innych, mniej ekologicznych źródeł.
Ostatnim czynnikiem są straty przesyłowe. O ile fotowoltaika jest doskonale zdecentralizowana i przekazuje nadwyżki do systemu lokalnie, to energetyka wiatrowa nie ma takiego charakteru, natomiast straty są naprawdę wysokie. Przed zarządzającymi stoi poważne zadanie – ponad 40% linii napowietrznych wysokiego napięcia, 37% średniego i 31% niskiego jest w wieku przekraczającym 40 lat, a do tego równie stare jest 30% stacji WN/SN i SN/nn.
Zmniejszenie strat to jedna z rezerw, które tkwią w naszym systemie. W 2011 r. straty przesyłowe wyniosły 7,3% by spaść w 2019 roku o 2 %. O ile straty przesyłowe, chociaż w kwotach globalnych są duże, to procentowo nie robią aż takiego wrażenia, natomiast w sieci dystrybucyjnej straty są, aż kilkunastoprocentowe. Łączne straty w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej szacuje się w 2020 r. na 13 TWh. Na przykład modernizacja autotransformatora 250 MVa, spowodowała spadek strat jałowych z 240 kW do 95 kW.
Możemy być pewni, że produkcja energii elektrycznej z węgla będzie spadać. Sama rentowność tej produkcji jest ograniczana opłatami związanymi z uprawnieniami do emisji dwutlenku węgla. Warto dodać, że uprawnienia w przypadku elektrowni gazowych realnie kosztują dwukrotnie mniej. Udział OZE będzie rósł. Kleszcze się zaciskają, jedyną ucieczką przed katastrofą jest szybka ścieżka budowy elektrowni atomowych i strategiczny rozsądek rządzących.
