Spis treści
W obliczu dynamicznego rozwoju odnawialnych źródeł energii, tradycyjne metody szacowania kosztów wytwarzania energii, takie jak wskaźnik LCOE, okazują się niewystarczające. – Jest on atrakcyjny z punktu widzenia inwestora, natomiast nie uwzględnia wszystkich kosztów integracji danego źródła do sieci elektroenergetycznej – tłumaczy Strefie Biznesu dr Adam Juszczak z Polskiego Instytutu Ekonomicznego. Zjawisko „ciemnej flauty" oraz rosnący udział niesterowalnych źródeł energii w miksie energetycznym wymuszają konieczność uwzględnienia innych czynników.
LCOE, a rzeczywiste koszty energii
Najpopularniejszy wskaźnik kosztów energii, LCOE (Levelised Cost of Electricity), czyli zdyskontowany koszt energii elektrycznej, opisuje jedynie koszt wytwarzania energii przez dane źródło, nie uwzględniając wszystkich kosztów związanych z funkcjonowaniem jednostki w systemie elektroenergetycznym. W przypadku zjawisk takich jak ciemna flauta, poleganie wyłącznie na LCOE może prowadzić do zaniżania rzeczywistych kosztów.
– Patrzymy na to, ile energii elektrycznej dane źródło generuje przez cały swój cykl życia i w ten sposób obliczamy tak zwany wskaźnik LCOE – wyjaśnia i jednocześnie podkreśla, że wskaźnik ten, mimo że jest stosunkowo prosty w użyciu i popularny, ma pewną bardzo istotną wadę.
Jak wyjaśnia, jest on atrakcyjny z punktu widzenia inwestora, natomiast nie uwzględnia wszystkich kosztów integracji danego źródła do sieci elektroenergetycznej. – O ile porównujemy energetykę jądrową z energetyką węglową i pomijamy sam wpływ na klimat, można używać LCOE ze względu na to, że charakterystyka tych dwóch źródeł, jeśli chodzi o stabilność wytwarzania energii, jest stosunkowo podobna – mówi.
Problem pojawia się, kiedy mówimy o odnawialnych źródłach energii, a konkretnie o ich części, a konkretnie o fotowoltaice i farmach wiatrowych. Ze względu na to, że te źródła energii nie funkcjonują cały czas i nie mamy wpływu na to, kiedy funkcjonują i z jaką wydajnością musimy mieć w zanadrzu źródła, które pozwalają na bilansowanie sieci elektroenergetycznej.
– Nie możemy zmagazynować sobie energii na pół roku na zapas jak jest słońce i potem wykorzystywać, tylko musimy odpowiedzieć na konkretne zapotrzebowanie, konkretną ilość ilością energii w każdej godzinie – tłumaczy. – O ile tych źródeł, tak zwanych niedyspozycyjnych, jest w sieci stosunkowo mało, bo na poziomie kilku czy nawet kilkunastu procent, to dodatkowe koszty nie są wysokie – dodaje.
Jednak w momencie, kiedy udział źródeł nie sterowalnych w generacji energii elektrycznej w sieci w danym kraju rośnie już do 30- 40 proc., to dodatkowe koszty stanowią kilkadziesiąt procent samego kosztu wytworzenia nawet do 50 proc., co rośnie oczywiście w miarę penetracji systemu przez te źródła.
Zdaniem Juszczaka, jest to tym bardziej istotne, że w Europie, w tym także w Polsce, mamy takie zjawisko jak ciemna flauta (dunkelflaute). Są to okresy, w których przez kilka dni, nawet powyżej tygodnia mamy niskie nasłonecznienie i jednocześnie niską wietrzność, przez co energia produkowana z tych źródeł znacząco spada. – Jeżeli spojrzymy sobie na jedną z ostatnich ciemnych flaut na przykładzie Niemiec, czyli między 4 a 14 listopada, mieliśmy sytuację, w której generacja energii elektrycznej z farm wiatrowych i fotowoltaiki w Niemczech spadła ze średniorocznie 43 proc. do 15 proc. – mówi i dodaje, że Niemcy nagle musiały tą lukę zapełnić.
Zapełniły ją po pierwsze elektrownie gazowe, po drugie elektrownie węglowe i po trzecie import dużej części energii elektrycznej wytwarzanej przez Francuzów, czyli Niemcy ratowali się energią z francuskiego atomu.
– Jeżeli patrzymy na to w ten sposób i uwzględniamy wszystkie koszty systemowe, czyli właśnie w tym koszty bilansowania, to, że musimy być przygotowani na to, żeby równoważyć źródła niesterowalne ikoszty przyłączenia do sieci, okazuje się, że OZE rośnie i jest on na podobnym poziomie lub nieco wyższym niż na przykład alternatywnych źródeł pokroju energetyki jądrowej – mówi.
– Mamy oczywiście nadzieję, że w przyszłości koszty bilansowania będą po pierwsze tanieć, po drugie będą bardziej ekologiczne. Gaz i węgiel, ekologiczne nie są. Natomiast w przyszłości mamy nadzieję na wykorzystanie oczywiście magazynów bateryjnych, biometanu i zielonego wodoru – wymienia nasz rozmówca.
Ekspert zaznacza, że są to jednak technologie, których jeszcze stosunkowo jest mało na rynku i mimo, że one tanieją, dalej jeszcze nie są tak atrakcyjne cenowo, żeby móc zainwestować w nie na masową skalę, w całym kraju.
Ostatnia kwestia, dlaczego jest to tak istotne, to nasze rachunki. Jeżeli spojrzymy sobie na nasze rachunki od dostawcy energii elektrycznej, zobaczymy, że dzieli się on na niemal dwie równe części: faktyczną taryfę za wykorzystaną energię elektryczną oraz różnego rodzaju taryfy dodatkowe, takie jak utrzymanie sieci elektroenergetycznej czy utrzymanie tak zwanego rynku mocy, czyli tych źródeł awaryjnych.
- W związku z czym, nie chcemy dążyć do sytuacji, w której na papierze sam koszt energii elektrycznej będzie niski, ale w rzeczywistości udział w rachunku będzie wynosił około 10 czy 20 proc., a wysokie będą pozostałe opłaty, ponieważ w ten sposób ogólny rachunek za energię elektryczną i tak byłby wysoki – podkreśla.
Alternatywne wskaźniki: VALCOE i LCOLC
Wskaźniki alternatywne, takie jak VALCOE (Value-adjusted levelized cost of electricity) i LCOLC (Levelised Cost of Load Coverage), oferują pełniejsze spojrzenie na koszty energii. VALCOE uwzględnia wartość energii, pojemność i elastyczność, co wpływa na ocenę opłacalności poszczególnych technologii wytwarzania energii elektrycznej.
Zastosowanie wskaźnika VALCOE istotnie wpływa na ocenę opłacalności technologii, szczególnie w przypadku fotowoltaiki, gdzie koszt wygenerowania 1 MWh po korekcie rośnie ponad dwukrotnie w porównaniu z LCOE. Najmniejsze różnice można zauważyć w przypadku farm wiatrowych na morzu, które są "najstabilniej generującymi wśród źródeł niesterowalnych".
LCOLC z kolei opiera się na zapotrzebowaniu, które musi zostać pokryte, aby zaspokoić prognozowane potrzeby systemu elektroenergetycznego. Uwzględnia on dostępne moce wytwórcze i wielkość wytwarzania energii z różnych źródeł przy minimalnych kosztach, aby dokładnie pokryć określony profil zapotrzebowania.
Koszty bilansowania energii
Jak podaje Polski Instytut Ekonomiczny, podczas gdy LCOE dla energetyki wiatrowej i fotowoltaiki wynosi znacząco poniżej 50 EUR/MWh, po doliczeniu kosztów bilansowania dla miksu farm wiatrowych i paneli fotowoltaicznych, LCOLC wynosi od 70,8 EUR/MWh (przy bilansowaniu za pomocą kombinacji magazynów bateryjnych, gazu ziemnego i wodoru) do 210,7 EUR/MWh (przy wykorzystaniu wyłącznie magazynów bateryjnych).
Takie różnice w kosztach bilansowania pokazują, jak ważne jest uwzględnienie pełnego spektrum kosztów związanych z integracją OZE w systemie elektroenergetycznym. Wprowadzenie wskaźników takich jak VALCOE i LCOLC może pomóc w lepszym zrozumieniu i planowaniu polityk energetycznych, które będą bardziej adekwatne do rzeczywistych wyzwań i kosztów związanych z transformacją energetyczną.
