Fale upałów a systemy energetyczne Europy. Nowe problemy dla bilansowania
Rekordowe upały paraliżują Europę, w niektórych regionach ustanowiono nowe rekordy. Każde takie zjawisko przypomina coraz dobitniej o problemach, z jakimi mierzą się ewoluujące europejskie systemy energetyczne. To nie są już tylko pojedyncze zdarzenia, a raczej systemowe problemy, które wraz z ogrzewaniem się planety będą coraz bardziej dawać się we znaki.
Fala upałów negatywnie wpływa na zdrowie i życie ludzi – obecna zabiła już co najmniej 380 osób w samej tylko Hiszpanii, gospodarkę – m.in. w wyniku spadku produktywności prognozowane jest obniżenie PKB Chin, Hiszpanii, Włoch i Grecji o około jeden punkt procentowy, ale też na systemy energetyczne, i to na kilka sposobów. Szczyt podaży i szczyt zapotrzebowania są coraz bardziej niedopasowane, w ciągu dnia pojawiają się ceny ujemne, które wieczorem szybko rosną. Stwarza to problemy dla usług bilansujących. Operatorzy elektrowni konwencjonalnych stawiani są przed dylematem – czy utrzymywać moce rezerwowe nawet przy ujemnych cenach w ciągu dnia, czy raczej korzystać z opłacalnych wieczornych skoków popytu?
Nowa, upalna rzeczywistość
W czasie fali upałów „szwankują” wszystkie elementy systemu energetycznego – zostały one zaprojektowane do pracy w zupełnie innych warunkach – tłumaczy w swojej analizie Jean-Paul Harreman, dyrektor w Montel Analytics. Fala upałów ogólnie zwiększa zapotrzebowanie na energię ze względu na użycie klimatyzacji, co samo w sobie stwarza pewne problemy. Do tego dochodzą jednak kolejne – rosnące niedopasowanie między wytwarzaniem energii ze źródeł odnawialnych a czasem szczytowego zapotrzebowania oraz wpływ tego zjawiska na funkcjonowanie źródeł konwencjonalnych.
W gorące, słoneczne dni produkcja energii z fotowoltaiki w ciągu dnia jest zbyt wysoka w stosunku do zapotrzebowania. Z kolei wieczorem, gdy źródła słoneczne przestają pracować, następuje szczyt zapotrzebowania, gdy ludzie wracają do domów i zaczynają używać sprzętów gospodarstwa domowego i prywatnej klimatyzacji. Wtedy ceny energii gwałtownie rosną, a elektrownie na paliwa kopalne muszą zwiększyć produkcję. Źródła konwencjonalne mają ogromny problem, by dostosować się do tej dynamiki zmian popytu. Cierpią na tym rynki bilansujące i usługi pomocnicze.
W przypadku elektrowni jądrowych występuje dodatkowa komplikacja. Woda pobierana np. z rzek używana do chłodzenia reaktorów może być zbyt gorąca, by zrzucić ją z powrotem do zbiornika wodnego, w związku z czym reaktor musi zostać wyłączony lub chociaż produkcja energii z niego musi zostać ograniczona. W czasie tej fali upałów taka sytuacja miała miejsce we Francji i Szwajcarii. A to przecież energetyka jądrowa ma być tym niezawodnym źródłem pracującym w podstawie systemu.
Na słonecznym urwisku
Na rynkach, gdzie jest duży udział energetyki słonecznej w produkcji energii elektrycznej, takich jak np. Hiszpania, dominuje wytwarzanie energii w okolicy południa. Z tego powodu w ciągu dnia ceny energii często są ujemne. Przez to pojawia się zjawisko tzw. klifu słonecznego (ang. solar cliff). To gwałtowny spadek produkcji energii wieczorem, gdy zachodzi słońce, a popyt pozostaje wysoki lub wręcz wzrasta. Powoduje to dużą różnicę między cenami energii w ciągu dnia i wieczorem. Jak tłumaczy Harreman z Montel News, to jedna z najbardziej charakterystycznych cech obecnego europejskiego rynku energii.
Przykładowo, w ostatnich tygodniach ceny na Rynku Dnia Następnego (RDN) w Niemczech czy Francji spadały do ujemnego poziomu w godzinach największego nasłonecznienia, zwłaszcza w weekendy: w godzinach 12:00-15:00 odnotowano ceny bliskie -100 EUR/MWh, a o 20:00 przekraczały 300 EUR/MWh. Różnice w cenach energii na poziomie 300-400 EUR w ciągu jednego dnia stają się coraz bardziej powszechne. Pomimo tak ekstremalnych wahań w ciągu dnia, średnie dzienne ceny mogą nadal być wysokie.
Jakie niesie to konsekwencje?
Harreman przedstawia następujące konsekwencje tego zjawiska:
- dopasowanie konsumpcji do wytwarzania energii ma większe znaczenie niż kiedykolwiek;
- producenci energii i operatorzy systemów stają w obliczu rosnącego ryzyka i zmienności;
- odbiorcy energii mogą znacznie zaoszczędzić, używając energochłonnych urządzeń, np. ładowarek do aut elektrycznych, w godzinach największego nasłonecznienia;
- właściciele magazynów energii mogą korzystać z wysokich wahań energii, ładując je przy niskich cenach i rozładowując przy wysokich;
- na znaczeniu zyskuje handel energią w ciągu dnia, gdy można zdobyć wysokie premie za dostawy energii wczesnym wieczorem;
- aby w sposób opłacalny zaspokoić wieczorny popyt, elektrownie konwencjonalne powinny być w stanie szybko zwiększać swoją moc.
Elastyczność źródeł konwencjonalnych ma jednak wysoką cenę. Takie szybkie zwiększanie i zmniejszanie mocy elektrowni, zależnie od zapotrzebowania na rynku, obciąża elektrownię, prowadzi do jej szybszego wyeksploatowania i zmniejsza jej wydajność. Tego typu jednostki są projektowane raczej do pracy pod stałym obciążeniem, a nie do agresywnego zwiększania mocy. Jeśli elektrownie konwencjonalne pracują w ciągu dnia na „jałowym biegu” – ze względu na nieopłacalność produkcji przy ujemnych cenach energii spowodowanych wysoką produkcją z fotowoltaiki – to rosną koszty alternatywne.
Tak więc elektrownie zasilane paliwami kopalnymi stoją przed kluczową decyzją: pracować w ciągu dnia po niskich cenach, czy pozostać offline i wykorzystać wieczorne szczyty? Decyzja ta ma wpływ nie tylko na rynki energii, ale także na rynki rezerw, gdzie dostępność ma kluczowe znaczenie.
Jean-Paul Harreman, dyrektor w Montel Analytics
Co z bilansowaniem rynku?
Ze względu na ujemne ceny energii produkcja ze źródeł konwencjonalnych w ciągu dnia jest w dużej mierze ograniczona. Przez to ograniczone są również możliwości bilansowania rynku i oferowania usług pomocniczych: zapewniania regulacji częstotliwości, rezerwy wirującej czy szybkiego rozruchu w razie potrzeby. Wieczorem te same jednostki potrzebne są już do normalnej produkcji energii, co sprawia, że ceny usług pomocniczych gwałtownie rosną.
Jak pisze Harreman, „w Niemczech aukcje bilansujące zostały rozliczone na poziomie dwukrotnie wyższym niż typowe aukcje letnie, a we Włoszech zamówienia na szybkie rezerwy przynoszą rekordowe premie. Operatorzy systemów przesyłowych w całej Europie płacą znacznie więcej za zabezpieczenie elastycznych mocy”. Operatorów elektrowni konwencjonalnych stawia to przed dylematem: oferować moce na rynkach energii czy usług rezerwowych? „W godzinach wieczornych rynek energii często wygrywa, pozostawiając luki w elastyczności, których atrakcyjne ceny nie zawsze są w stanie naprawić” – odpowiada ekspert.
W tej kwestii pomaga nieco magazynowanie energii, ale obecnie dostępne akumulatory pozwalają na uzyskanie energii na 1-2 godziny, podczas gdy wieczorne szczyty trwają 4-5 godzin. Harreman zaznacza, że na rynkach, gdzie połączenia międzysystemowe są na odpowiednim poziomie, blackouty nie stanowią jeszcze dużego zagrożenia, ale dzieje się to coraz większym kosztem. Jednym z rozwiązań może być zaangażowanie strony popytowej, by sterowała swoim zapotrzebowaniem zgodnie ze wzorcami produkcji energii, ponieważ modele klimatyczne wskazują, że Europa będzie doświadczać częstszych fal upałów. Problem staje się więc strukturalny i nie jest już tylko sporadyczną anomalią, a sposoby utrzymywania rezerw mocy muszą być do tego dostosowane.