Koszty wprowadzenia do sieci elektroenergetycznej różnych źródeł energii
Koszty, które powinny być uwzględnione przy analizie wprowadzenia nowych źródeł energii elektrycznej do systemu energetycznego obejmują następujące kategorie:
- linie transmisyjne od elektrowni do istniejącej sieci, wykraczające poza obszar sieci, w szczególności podłączenia morskich farm wiatrowych,
- wzmocnienie sieci przesyłowej w zakresie napięć i przenoszonych mocy i rozbudowa istniejącej sieci energetycznej dla podłączenia elektrowni na terenie sieci,
- bilansowanie krótkoterminowe – koszty utrzymywania rezerwy wirującej, potrzebnej głównie z uwagi na nieprzewidywalne zmiany generacji energii, aby zapewnić określony poziom i jakość dostaw energii elektrycznej, a także koszty obniżania i zwiększania mocy elektrowni rezerwowych,
- długoterminowe zapewnienie mocy rezerwowej w elektrowniach systemowych, które mogą zaspokoić zapotrzebowanie na energię elektryczną w każdym momencie bez względu na pogodę.
Koszty linii transmisyjnych rosną z odległością, jaka dzieli źródło energii od sieci. Zależą one również od mocy elektrowni i od jej współczynnika wykorzystania mocy zainstalowanej. Według raportu Instytutu Frauenhofera stosunek mocy średniej do maksymalnej dla wiatraków na lądzie wynosi w Niemczech 0,2 a dla paneli fotowoltaicznych 0,1. Oznacza to, że dla uzyskania określonej mocy średniej trzeba zainstalować wiatraki o mocy 5 razy większej, a ogniwa fotowoltaiczne o mocy 10 razy większej od mocy średniej. Pociąga to za sobą ogromny wzrost nakładów inwestycyjnych nie tylko na same wiatraki i ogniwa fotowoltaiczne, ale także na linie transmisyjne, które muszą być przystosowane do przenoszenie mocy pięciokrotnie lub 10-krotnie większej od mocy średniej. Z tego względu koszty przypadające na jednostkę energii są dużo większe dla elektrowni wiatrowych lub słonecznych niż dla elektrowni jądrowych.
Koszty podłączeń są szczególnie znaczące dla morskich farm wiatrowych (MFW), które są umieszczane w dobrych warunkach wiatrowych, w granicach do 50 km od wybrzeża, co wymaga kosztownych podłączeń kablami podmorskimi. Według niemieckiego studium DENA 2 podłączenie planowanej mocy 7000 MWe w farmach wiatrowych do sieci niemieckiej będzie wymagało 1500 km nowych linii transmisyjnych o mocy przesyłowej 1100 MW za cenę 4,9 mld USD. Straty przesyłowe i potrzebne instalacje kompensowania mocy reaktywnej dodadzą dalsze koszty rzędu 18% początkowych nakładów inwestycyjnych. I tak np. dla MFW o mocy 100 MW zbudowanej blisko brzegu, w odległości 20 km, dodatkowe koszty wyniosą około 67 mln USD. Dla takiej samej farmy w odległości 50 km od brzegu nakłady inwestycyjne wyniosą 166 mln USD. Oznacza to wzrost kosztów energii z MFW w odległości 50 km od brzegu o około 57%.
Rozbudowa i wzmocnienie sieci
Powody rozbudowy i wzmacniania sieci mogą być różne, np. nadmiar strukturalny wytwarzania energii elektrycznej w jednym rejonie, zwiększenie wymiany energii między różnymi rejonami lub modyfikacja struktury zapotrzebowania i wytwarzania w danym rejonie. Dobrze znany przykład to Niemcy, gdzie wytwarzanie energii wiatrowej zlokalizowane jest głównie na północy kraju, podczas gdy elektryczność jest potrzebna w rejonach przemysłowych na zachodzie i na południu.
Według oceny niemieckiej rządowej agencji analitycznej DENA, na zbudowanie 2240 km sieci, potrzebnej dla energetyki odnawialnej Niemcy muszą wydać przynajmniej 13 miliardów euro.
Sieć energetyczna łącząca wiatraki na Morzu Północnym oraz elektrownie wodne i słoneczne na kontynencie ma umożliwić przesyłanie energii do różnych części Europy, wyrównując wahania wynikające ze zmian pogody. Cena sieci: 30 miliardów euro. Obecnie koszty te są pozostawione operatorowi sieci. Producenci energii z OZE zwykle pomijają te koszty w swoich rozważaniach.
Przerywany charakter pracy farm wiatrowych
Przerywany charakter pracy stanowi główny problem dla takich odnawialnych źródeł energii jak wiatr i Słońce. W zasadzie każda elektrownia może przerwać pracę wskutek nieprzewidzianej awarii. Jednakże takie wyłączenia są niezależne od siebie dla elektrowni jądrowych, węglowych czy gazowych, dzięki czemu niewielki zapas mocy w systemie energetycznym wystarcza dla zażegnania groźby zaniku prądu w sieci. Natomiast w przypadku OZE mała prędkość wiatru lub gruba pokrywa chmur może występować na dużym obszarze i wpływać na zanik generacji energii z wielu źródeł odnawialnych.
Dla utrzymania napięcia i częstotliwości w sieci konieczne jest utrzymywanie rezerw, co wiąże się z dodatkowymi znacznymi kosztami. Rezerwa operacyjna może mieć trzy postacie – rezerwy wirującej, to jest elektrowni, które pracują na mocy mniejszej od ich mocy znamionowej i mogą zwiększyć moc bardzo szybko, rezerwy dodatkowej w postaci elektrowni opalanych ropą lub gazem, które mogą być uruchomione w ciągu minut oraz innych elektrowni uważanych za rezerwowe, potrzebujących na rozruch około 30 do 60 minut.
Zapewnienie rezerwy wirującej oraz dodatkowej, gotowej do uruchomienia w ciągu minut jest kosztowne, bo oznacza konieczność ponoszenia kosztów inwestycyjnych i eksploatacyjnych bez otrzymywania dochodów za produkcję energii. Ponadto przy pracy na zmniejszonej mocy sprawność elektrowni jest niższa, co oznacza wyższe koszty paliwowe na jednostkę energii. Na koniec, podnoszenie i obniżanie mocy powoduje szybsze zużycie wyposażenia elektrowni i wiąże się z dodatkowymi kosztami. Zmiany mocy OZE powiększają zakres wahań, jakie musi równoważyć system energetyczny, co powoduje wzrost kosztów. Problem jest tym trudniejszy, im większy jest udział OZE w mocy systemu. Przewidywanie mocy wiatru i ogniw fotowoltaicznych jest obecnie lepsze niż dawniej, ale wciąż nie wystarcza dla rezygnacji z rezerwowej mocy wirującej.
Zmiany siły wiatru są nagłe, a okresy zupełnej ciszy mogą trwać wiele godzin. Na poniższym rysunku pokazano okres ciszy na morzu w dniu 12 kwietnia 2012 r, a na kolejnym rysunku widać jak nieregularne były dostawy energii z farm morskich w ciągu całego miesiąca. Te nagłe wahania mocy wiatru musi równoważyć system energetyczny i to szybko, co drogo kosztuje.
Najlepszym bodźcem ekonomicznym do zredukowania kosztów krótkoterminowego równoważenia mocy w systemie byłoby przypisanie obowiązku równoważenia systemu samym producentom OZE, np. przez zobowiązanie ich do dostarczania stabilnych ilości energii elektrycznej o określonych charakterystykach napięcia i częstotliwości. Zapewniłoby to bodźce do lepszego przewidywania siły wiatru i odpowiedniego dopasowania mocy źródeł rezerwowych tak, aby zmniejszyć koszty mocy rezerwowej do minimum. Obecnie jednak deweloperzy OZE nie mają żadnych obowiązków wobec sieci. Co więcej, dzięki decyzjom politycznym mają oni zapewniony absolutny priorytet w dostarczaniu prądu – system musi odbierać energię elektryczną wytwarzaną w wiatrakach, choćby nawet nie była ona potrzebna. Powoduje to konieczność obniżania mocy lub wyłączania elektrowni systemowych, co oczywiście obniża ich opłacalność. Niestety łączne koszty wytwarzania energii pozostają wysokie, bo subsydia dla OZE trzeba płacić nawet wtedy, gdy ich produkcja jest niepotrzebna.
Koszty bilansowania mocy są różne w zależności od kraju, np. w Norwegii, gdzie system jest bardzo elastyczny, bo polega na hydroelektrowniach, wzrost udziału OZE z 10% do 20% nie zwiększa kosztów bilansowania. Natomiast w kraju takim jak Wielka Brytania, gdzie bilansowanie zapewniają stosunkowo drogie turbiny gazowe, sytuacja jest inna i koszty rosną szybciej niż udział OZE w mocy systemu.
Koszty bilansowania dla OZE przy udziale do 20% mocy systemu leżą w zakresie do 7 USD/MWh z wyjątkiem Wielkiej Brytanii, gdzie przekraczają one 7 USD/MWh już przy udziale 10% i są dwukrotnie większe przy udziale 30%. W przypadku elektrowni systemowych przyjmuje się, że wielkość rezerwy wirującej musi być równa mocy największej elektrowni w systemie. Zwykle elektrownie jądrowe mają moc większą od elektrowni węglowych. Dlatego przy ocenie kosztów rezerwy wirującej potrzebnej dla energetyki jądrowej uwzględnia się koszty dla mocy równej różnicy mocy największego bloku jądrowego i bloku węglowego. Są one zwykle niższe od 1 USD/MWh.
Poniżej w tabeli podane zostały koszty systemowe ocenione dla Niemiec, jako kraju najbardziej zaawansowanego w rozwoju OZE.
| Technologia | EJ | Wiatr na lądzie | Morskie farmy wiatrowe | Fotowoltaika | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Udział w mocy systemu, % | 10 | 30 | 10 | 30 | 10 | 30 | 10 | 30 |
| Koszty rezerwy USD/MWh | 0 | 0 | 7,96 | 8,84 | 7,96 | 8,84 | 19,22 | 19,71 |
| Koszty bilansowania USD/MWh | 0,52 | 0,35 | 3,3 | 6,41 | 3,3 | 6,41 | 3,3 | 6,41 |
| Podłączenie do sieci USD/MWh | 1,9 | 1,9 | 6,37 | 6,37 | 15,71 | 15,71 | 9,44 | 9,44 |
| Wzmocnienie sieci USD/MWh | 0 | 0 | 1,73 | 22,23 | 0.92 | 11,89 | 3,69 | 47,4 |
| Łączne koszty na poziomie systemu USD/MWh | 2,42 | 2,25 | 19,36 | 43,85 | 27,9 | 42,85 | 35,64 | 82,95 |
Przegląd w krajach OECD wykazał, że w Europie koszty sieciowe dla elektrowni wiatrowych na lądzie wynoszą od 20 do 65% całkowitych kosztów energii elektrycznej, podczas dla energii słonecznej fotowoltaicznej i morskich farm wiatrowych koszty integracji do sieci wynoszą średnio 50% całkowitych kosztów wytwarzania energii elektrycznej. Natomiast dla elektrowni jądrowych koszty sieciowe są wielokrotnie mniejsze. W Stanach Zjednoczonych wydajności elektrowni wiatrowych i słonecznych są wyższe niż w Europie dzięki lepszym warunkom wiatrowym i słonecznym, ale i tam koszty podłączeń do sieci są wysokie, np. dla pokrycia 30% potrzeb energii elektrycznej w USA przy pomocy MFW trzeba byłoby wydać sumę 86 miliardów dolarów rocznie.