Czy OZE są naprawdę tanie? Rola kosztów systemowych w ocenie pogodozależnej energetyki odnawialnej
Prof. Ziemowit Miłosz MALECHA
Obecnie rzeczywiste korzyści jakie dają pogodozależne OZE nie mogą być większe niż wartość paliwa, które wypierają. To właśnie dlatego paliwa kopalne zostały obciążone wysokim podatkiem ETS, aby sztucznie „wytworzyć” względną opłacalność OZE; jednak w wartościach bezwzględnych energia staje się coraz droższa. Budowanie mocy OZE przekraczających realne zapotrzebowanie systemu jest klasycznym przykładem przeinwestowania, którego koszty zawsze ponosi odbiorca – pisze prof. Ziemowit Miłosz MALECHA
.Cechą charakterystyczną nauki i profesjonalnych badań jest dążenie do jak największej szczegółowości oraz precyzyjnego opisu analizowanych procesów przy użyciu zaawansowanego aparatu matematycznego i statystycznego. Jednak nadmierne skupienie się na detalach może prowadzić do utraty szerszej perspektywy i do trudności w zrozumieniu ogólnego obrazu zjawiska. W kontekście współczesnych sporów dotyczących opłacalności pogodozależnych odnawialnych źródeł energii, takich jak energetyka słoneczna i wiatrowa, zjawisko to staje się wyjątkowo wyraźne. Debata ta wykracza bowiem poza kwestie techniczne czy ekonomiczne – ma również silny wymiar polityczny i ideologiczny. Dlatego konieczna jest krytyczna analiza fundamentalnych założeń ekonomicznych, które stanowią podstawę publicznej narracji o „taniości” energii odnawialnej.
Jednym z najczęściej wykorzystywanych wskaźników do porównywania kosztów różnych technologii wytwarzania energii elektrycznej jest LCOE (Levelized Cost of Electricity), czyli uśredniony koszt jednostkowy produkcji energii w całym cyklu życia instalacji. Innymi słowy, LCOE określa minimalną cenę sprzedaży energii z danej elektrowni, aby jej budowa i eksploatacja była rentowna. Popularność tego wskaźnika wynika z prostoty obliczeń oraz pozornego umożliwienia bezpośredniego porównania różnych technologii wytwórczych, takich jak elektrownie węglowe, gazowe, atomowe, biomasowe, słoneczne, wiatrowe, wodne, niezależnie od ich specyfiki operacyjnej.
Najczęściej cytowane wartości LCOE, zamieszczone między innymi w Wikipedii [LINK], pochodzą z raportów instytucji finansowej Lazard Inc. Można się z nich dowiedzieć, że w przypadku farm fotowoltaicznych koszt LCOE mieści się w granicach od 38 do 131 dol./MWh, dla farm wiatrowych lądowych w przedziale od 37 do 132 dol./MWh, natomiast dla farm morskich od 70 do 157 dol./MWh.
Określenie właściwej wartości LCOE nie jest proste, ponieważ wymaga uwzględnienia pełnego cyklu życia instalacji, lokalizacji, dostępnej infrastruktury, warunków pogodowych oraz wielu innych czynników. Wartości przytoczone w opracowaniu Lazard wydają się szczególnie optymistyczne w odniesieniu do technologii pogodozależnych (PV i turbin wiatrowych). Wynika to przede wszystkim z przyjęcia bardzo wysokich współczynników wykorzystania mocy, znacząco przewyższających wartości obserwowane w Polsce i w całej UE. Ponadto w analizie założono 30-letni czas życia paneli fotowoltaicznych oraz turbin wiatrowych, zarówno lądowych, jak i morskich. Z praktyki wiadomo jednak, że realistyczny okres eksploatacji najczęściej mieści się w granicach ok. 20 lat. Co więcej, nie uwzględniono tam degradacji modułów, łopat oraz ich zabrudzeń i erozji, które prowadzą do istotnego spadku wydajności w czasie. W związku z tym można stwierdzić, że dane zaprezentowane w raporcie Lazard są stronnicze: zaniżają rzeczywiste wartości LCOE dla OZE, jednocześnie przyjmując zbyt pesymistyczne założenia dotyczące technologii konwencjonalnych. Przywołane tam wartości LCOE dla elektrowni węglowych, jądrowych i gazowych mieszczą się odpowiednio w zakresach: 71–173 dol./MWh, 141–220 dol./MWh oraz 48–109 dol./MWh.
.Niemniej jednak niezależnie od tego, jakie wartości LCOE zostaną ostatecznie przyjęte dla poszczególnych technologii, należy podkreślić, że są to wyłącznie koszty jednostkowe, które nie uwzględniają wpływu danego źródła na koszty całego systemu energetycznego. Jest to kwestia kluczowa, ponieważ jak wskazują liczne badania, przyjmowanie stałych wartości LCOE bez względu na udział poszczególnych technologii w systemie energetycznym prowadzi do poważnych błędów w oszacowaniu całkowitych kosztów wytwarzania energii. Jest tak dlatego, że LCOE mierzy jedynie koszt wytwarzania energii z danego źródła, pomijając takie elementy, jak: koszty bilansowania mocy, koszty profilowe, magazynowanie energii, konieczna rozbudowa sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, utrzymywanie rezerw mocy dyspozycyjnej.
Koszty bilansowania mocy wynikają z konieczności ciągłego dopasowywania produkcji do zmiennego zapotrzebowania oraz nieprzewidywalnej generacji z OZE. Koszty profilowe obejmują finansowe skutki nadprodukcji energii w okresach wysokiej generacji (wymuszające często sprzedaż po ujemnych cenach lub wyłączanie instalacji), redukcję godzin pracy elektrowni konwencjonalnych oraz konieczność utrzymywania dodatkowych mocy rezerwowych. Magazynowanie energii generuje wysokie koszty inwestycyjne i operacyjne, zwłaszcza przy dużej skali potrzebnej do bilansowania długotrwałych okresów niskiej generacji. Rosnący udział OZE wymusza także rozbudowę sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, aby obsłużyć nowe, rozproszone lokalizacje generacji oraz przepływy mocy o dużej zmienności. Wreszcie konieczne jest utrzymywanie rezerw mocy dyspozycyjnej – najczęściej w postaci elektrowni gazowych lub innych stabilnych źródeł, które muszą pozostawać w gotowości, aby w każdej chwili zastąpić niestabilne OZE. Wszystkie te elementy razem składają się na znaczący, często niedoceniany komponent pełnego kosztu transformacji energetycznej.
Te dodatkowe koszty są konieczne, gdyż wynikają z fundamentalnego zadania systemu elektroenergetycznego, którym nie jest sama generacja energii, lecz jej dostarczenie w ścisłym i określonym miejscu i czasie, z zachowaniem ciągłości, stabilności i przewidywalności dostaw. Klasyczne LCOE, na które tak chętnie powołują się zwolennicy zielonej transformacji, tych aspektów nie obejmuje. Z tego powodu ta miara okazuje się całkowicie nieadekwatna przy ocenie kosztów źródeł niestabilnych, takich jak energetyka wiatrowa czy fotowoltaiczna. Faktem jest, że przy niewielkim udziale OZE w miksie energetycznym system jest w stanie absorbować ich zmienność przy relatywnie niewielkich kosztach. Jednak wraz ze wzrostem udziału źródeł pogodozależnych koszty ich integracji rosną bardzo szybko.
W przypadku turbin wiatrowych i farm fotowoltaicznych ich jednostkowe koszty LCOE rosną ponaddwukrotnie, gdy udział tych źródeł w systemie energetycznym osiąga poziom ok. 20–30 proc. – czyli porównywalny z obecnym udziałem w Polsce. Oznacza to, że przy takiej skali integracji rzeczywisty koszt energii z tych instalacji jest ponaddwukrotnie wyższy niż sam koszt jej wytwarzania.
.Zwolennicy zielonej transformacji w Niemczech znali te fakty już w 2013 roku i w jednym z artykułów naukowych z dużą szczerością wskazali, że osiągnięcie wysokich udziałów farm wiatrowych i PV w miksie energetycznym wymaga znaczących interwencji regulacyjnych i politycznych. Wymieniają wśród nich m.in. konieczność utrzymania wysokich cen emisji CO₂, ograniczenia mocy elektrowni jądrowych oraz intensywnego wsparcia finansowego dla pogodozależnych OZE. Warto zauważyć, że w Niemczech rzeczywiście wdrożono wszystkie te postulaty. Zamknięto wszystkie elektrownie atomowe oraz doprowadzono do bardzo wysokich cen uprawnień do emisji CO₂, m.in. poprzez dopuszczenie spekulacyjnego kapitału na rynek ETS.
W tamtym czasie w Niemczech zwracano również uwagę na konieczność rozbudowy połączeń transgranicznych, ponieważ zwiększenie zdolności przesyłowych znacząco redukuje koszty integracji OZE, zwłaszcza wtedy, gdy sąsiednie systemy elektroenergetyczne nie rozwijają podobnie wysokich udziałów takich źródeł. Podkreślono także, że niezbędne jest wdrażanie mechanizmów pozwalających przesuwać zapotrzebowanie lub podaż energii w czasie, takich jak zarządzanie popytem czy magazynowanie długoterminowe.
Warto mocno zaakcentować, że wszystkie te wnioski sformułowano w Niemczech już w 2013 roku, a następnie wdrożono je tam w praktyce. Skutkami były wyraźny wzrost kosztów wytwarzania energii oraz narastające problemy ze stabilnością i bilansowaniem systemu. Niemiecka energetyka, niegdyś eksporter netto, stała się trwałym importerem znacznych ilości energii elektrycznej. W samym 2024 roku nadmierny udział niestabilnych OZE doprowadził do zmarnowania ok. 10 TWh energii wskutek nadprodukcji, co odpowiada rocznemu zużyciu energii elektrycznej przez miasto liczące ok. miliona mieszkańców.
.Podsumowując, należy uwypuklić, że LCOE całego systemu energetycznego nie maleje wraz ze wzrostem udziału niestabilnych OZE – przeciwnie, rośnie. Wynika to z faktu, że rosną koszty jednostkowe elektrowni konwencjonalnych, których wykorzystanie jest sztucznie osłabiane przez priorytetowe wprowadzanie energii z OZE do systemu. Jednocześnie rosną koszty jednostkowe LCOE samych instalacji OZE, ponieważ ich rozwój prowadzi do przewymiarowania mocy i do coraz częstszej nadprodukcji, której system nie jest w stanie zagospodarować.
W praktyce rzeczywiste korzyści wynikające z wprowadzania pogodozależnych OZE nie mogą być większe niż wartość paliwa, które wypierają. To właśnie dlatego paliwa kopalne zostały obciążone wysokim podatkiem ETS, aby sztucznie „wytworzyć” względną opłacalność OZE; jednak w wartościach bezwzględnych energia staje się coraz droższa. Budowanie mocy OZE przekraczających realne zapotrzebowanie systemu jest klasycznym przykładem przeinwestowania, którego koszty zawsze ponosi odbiorca.
