Solidarność energetyczna działa, dopóki są nadwyżki. Upały wystawiają Europę na próbę

Europa odczuwa skutki zmian klimatu już nie tylko w statystykach meteorologicznych, lecz także w codziennym funkcjonowaniu gospodarki. Rekordowe temperatury i pogłębiająca się susza uderzają w rolnictwo, przemysł, transport rzeczny, turystykę oraz energetykę, a problemy jednego sektora szybko przenoszą się na kolejne. Niskie poziomy rzek ograniczają przewóz paliw i surowców, coraz cieplejsza woda utrudnia chłodzenie elektrowni, natomiast rosnące wykorzystanie klimatyzacji podnosi zapotrzebowanie na prąd dokładnie wtedy, gdy część źródeł traci zdolność produkcji.

Skala zjawiska jest widoczna w najnowszych danych Wspólnego Centrum Badawczego Komisji Europejskiej. Pod koniec lipca połowa terytorium Unii Europejskiej i Wielkiej Brytanii znajdowała się na jednym z poziomów zagrożenia suszą, natomiast szczególnie trudna sytuacja panowała we Francji, Niemczech, na Węgrzech, w Rumunii i Wielkiej Brytanii. Rekordowo niskie przepływy odnotowano na Loarze, Padzie, Renie i Dunaju, czyli rzekach odgrywających ważną rolę w transporcie, przemyśle i chłodzeniu elektrowni.

Europejska energetyka znalazła się przez to pod presją z dwóch stron. Kolejne fale upałów zwiększyły zużycie energii z uwagi na intensywne korzystanie z urządzeń chłodzących. Jednocześnie te same warunki pogodowe ograniczyły produkcję części elektrowni konwencjonalnych oraz wodnych, przez co dodatkowy popyt musiał zostać pokryty przez mniejszą liczbę dostępnych jednostek. Według raportu ośrodka Ember podczas fal upałów dzienne zapotrzebowanie na energię elektryczną wzrosło nawet o 28 proc. we Włoszech, 23 proc. na Węgrzech, 14 proc. we Francji i 13 proc. w Hiszpanii w porównaniu z wcześniejszym okresem, gdy temperatury były bliższe sezonowej normie. Jeszcze wyższe zużycie występowało w godzinach, w których klimatyzatory pracowały z największą mocą, a nagrzane budynki zaczynały oddawać zgromadzone w ciągu dnia ciepło.

W tym samym czasie susza ograniczała produkcję hydroelektrowni, która w Europie była w maju, czerwcu i lipcu najniższa od co najmniej dekady. W lipcu siedem spośród ośmiu największych państw wykorzystujących hydroenergetykę odnotowało produkcję poniżej średniej z poprzednich pięciu lat. Źródło, które w wielu krajach pełni funkcję elastycznej rezerwy uruchamianej przy nagłym wzroście zapotrzebowania, samo zaczęło więc tracić dostępność.

Problemy objęły również elektrownie cieplne, które do chłodzenia wykorzystują wodę pobieraną z rzek lub zbiorników. Jak już pisaliśmy na łamach Energetyka24, na Węgrzech i w Rumunii niski poziom Dunaju ograniczył możliwości elektrowni jądrowych, odpowiadających odpowiednio za około 40 i 15 proc. krajowej produkcji energii. We Francji przepisy środowiskowe wymusiły redukcję pracy części bloków, aby zrzut podgrzanej wody nie zagrażał rzecznym ekosystemom. W najbardziej wymagającym momencie niedostępnych było do 29 GW francuskich mocy jądrowych, choć część bloków pozostawała wyłączona także z powodu zaplanowanych remontów. Ograniczenia dotknęły ponadto elektrownie gazowe w Wielkiej Brytanii i we Włoszech. W Polsce krytycznie niski poziom Wisły utrudnił chłodzenie bloków w Kozienicach i Połańcu, prowadząc do zmniejszenia ich łącznej produkcji o około 1,3 GW.

Słoneczna odsiecz

System utrzymał równowagę m.in. dzięki rekordowej produkcji energii słonecznej. W czerwcu i lipcu fotowoltaika odpowiadała za 25 proc. wytwarzania energii elektrycznej w Unii, osiągając najwyższy miesięczny udział w historii. Produkcja ze słońca wyniosła 52 TWh w czerwcu i 55 TWh w lipcu, a jej wzrost pozwolił częściowo zrekompensować problemy elektrowni wodnych i cieplnych.

Podczas upałów produkcja PV była o 17 proc. wyższa niż w pozostałych dniach we Francji i na Węgrzech oraz o 5 proc. wyższa w Hiszpanii. Jak czytamy w raporcie Ember, układy wysokiego ciśnienia, które przyniosły Europie bezchmurne niebo i ekstremalne temperatury, stworzyły jednocześnie bardzo dobre warunki dla instalacji słonecznych. Ich profil produkcji w dużej mierze pokrywał się ze wzrostem zapotrzebowania na klimatyzację, dlatego fotowoltaika przejmowała znaczną część obciążenia w godzinach dziennych, gdy pozostałe źródła zmagały się z niedoborem wody i wysokimi temperaturami.

Energia słoneczna kupiła europejskim systemom kilka bezpieczniejszych godzin, ale nie usunęła źródła problemu. Najtrudniejszy moment przychodził po zachodzie słońca, kiedy produkcja PV szybko zanikała, natomiast zapotrzebowanie pozostawało wysokie. Nagrzane w ciągu dnia budynki nadal wymagały chłodzenia, a do systemu musiały wchodzić elektrownie gazowe i inne droższe jednostki sterowalne.

Drogi wieczór i energia od sąsiadów

Ograniczona liczba magazynów nie pozwalała przenieść całej dziennej nadwyżki na godziny wieczorne. W rezultacie rosło wykorzystanie gazu, którego ceny pozostawały podwyższone, a wraz z nim gwałtownie zwiększały się koszty energii. Na Węgrzech ceny hurtowe przekroczyły w jednej z godzin 900 euro za MWh, we Francji wzrosły do 313 euro, we Włoszech do 285 euro, natomiast w Hiszpanii przekroczyły 250 euro za MWh. Największe skoki występowały właśnie wtedy, gdy z systemu znikała fotowoltaika.

W łagodzeniu napięć pomagała wymiana transgraniczna. Wspólny rynek pozwala kierować energię z obszarów posiadających nadwyżki do państw zmagających się z deficytem. Zróżnicowanie krajowych miksów sprawia, że ograniczenie elektrowni jądrowych w jednym kraju może zostać częściowo zrekompensowane przez gaz, hydroenergetykę, wiatr lub fotowoltaikę w innym. Państwa nie muszą dzięki temu utrzymywać osobno wszystkich rezerw potrzebnych na każdą możliwą sytuację kryzysową.

ENTSO-E jeszcze przed rozpoczęciem lata oceniało, że sytuacja w większości Europy pozostanie zasadniczo bezpieczna. Stabilności miały sprzyjać rosnąca produkcja odnawialna, dwukrotnie większa pojemność magazynów bateryjnych oraz ścisła współpraca operatorów. Organizacja zwracała jednak uwagę na niższy poziom zapasów wody oraz lokalne zagrożenia w państwach zależnych od importu, dysponujących słabymi połączeniami lub niewielką liczbą źródeł rezerwowych. Europejska wymiana energii pomaga bowiem tylko wtedy, gdy któreś z państw produkuje więcej, niż samo potrzebuje. Podczas rozległej fali upałów takich krajów jest coraz mniej, ponieważ w wielu miejscach jednocześnie rośnie zużycie prądu, spada produkcja hydroelektrowni, a wysoka temperatura rzek ogranicza pracę pozostałych jednostek. Każde państwo musi najpierw zabezpieczyć własne potrzeby, dlatego na eksport pozostaje znacznie mniej energii. Same połączenia transgraniczne nie rozwiązują tego problemu – mogą przesłać dostępną energię, ale nie zastąpią brakujących elektrowni.

Od taniej produkcji do stabilnych dostaw

Pomoc z zagranicy zależy jednak nie tylko od tego, czy sąsiednie państwo ma nadwyżkę energii, ale też od możliwości jej przesłania. ACER zwraca uwagę, że w części Europy potrzeba zwiększenia przepustowości między krajami została już rozpoznana, lecz wciąż nie przełożyła się na konkretne inwestycje. Budowę nowych połączeń opóźniają wysokie koszty, długie procedury oraz trudności z podziałem wydatków, ponieważ infrastruktura powstaje w jednym państwie, choć korzystają z niej odbiorcy i producenci po obu stronach granicy.

Nie chodzi przy tym o to, aby każde państwo było całkowicie samowystarczalne. Krajowy system powinien jednak dysponować wystarczającymi rezerwami, aby przetrwać godziny największego obciążenia bez założenia, że brakującą energię zawsze uda się kupić za granicą. Ostatnie kryzysy pokazały również, że zmienia się sposób myślenia o nowoczesnej energetyce. Coraz większym wyzwaniem nie jest już samo wyprodukowanie taniej energii, lecz zapewnienie jej stabilnej dostępności oraz dostarczenie do odbiorców dokładnie wtedy, gdy jest najbardziej potrzebna.