Czy farmy wiatrowe mogą zastąpić elektrownie jądrowe?

Farmy wiatrowe nie mogą zastąpić elektrowni jądrowych z przyczyn zarówno technicznych jak i ekonomicznych.

Zobacz również:
Energia jądrowa dużo tańsza i mniej materiałochłonna od energii z wiatru -
prof. Andrzej Strupczewski odpowiada na wywiad w "Sprawach Nauki"

Przyczyny techniczne

Dobowy wykres zapotrzebowania na moc

Wszystkie rodzaje elektrowni mają swoje miejsce w systemie elektroenergetycznym  (w Polsce jest to Krajowy System Elektroenergetyczny, którym zarządza państwowa spółka PSE-Operator). Zapotrzebowanie na moc w systemie jest zmienne w czasie, to znaczy że nigdy nie zdarza się aby w ciągu doby w całej Polsce zużycie energii było stale na tym samym poziomie. Wynika to z naturalnego cyklu funkcjonowania życia społecznego i gospodarczego.

Zapotrzebowanie na moc jest zmienne (fot. sxc.hu)
Zapotrzebowanie na moc jest zmienne w ciągu doby
(fot. sxc.hu)

Cykl ten rozpoczyna się ok. godz. 6:00 rano, gdy wstajemy do pracy – masowo uruchamiane są urządzenia elektryczne takie jak czajniki elektryczne, komputery (ilu z nas sprawdza rano pocztę?), mikrofalówki, suszarki, golarki itd. (do tego dochodzi zużycie energii do pracy pomp pompujących wodę w sieci wodociągowej gdy bierzemy prysznic, spłukujemy wodę w toalecie itd.). Zapotrzebowanie na moc stale rośnie, między godz. 7:00 a 10:00 otwierane są biura, sklepy, zakłady usługowe, uruchamiane są fabryki – to wszystko powoduje włączanie ogromnej liczby maszyn zasilanych energią elektryczną. Szczyt osiągany jest między godz. 12:00 a 14:00. Następnie zaczyna się stopniowe zamykanie biur, sklepów, kończenie produkcji w fabrykach itd., co powoduje obniżenie zapotrzebowania na moc w systemie, jednak ok. godziny 18:00 zapotrzebowanie znowu zaczyna rosnąć, ponieważ po powrocie z pracy włączamy komputery, telewizory (kto z nas nie ogląda programów informacyjnych i filmów po 20-tej?), kuchenki elektryczne, mikrofalówki itd. Przede wszystkim jednak włączane jest masowo oświetlenie (zarówno w domach/mieszkaniach, jak i oświetlenie ulic), ponieważ słońce albo już zaszło (późna jesień/zima) albo za chwilę zajdzie (późna wiosna/lato) a w czasie weekendu wielu z nas imprezuje (oświetlenie lokalu, nagłośnienie). Szczyt zapotrzebowania osiągany jest między godz. 21:00 a 22:00. Po godz. 22:00 kończą się pierwsze „filmy po 20-tej” i część z nas idzie spać, a wiec także gasimy światło i kończymy naszą aktywność na ten dzień. Spadek postępuje aż do godz. 6:00 rano. Tak cykl się zamyka.

Oczywiście inaczej kształtuje się zapotrzebowanie na moc w dniach roboczych (poniedziałek-piątek) niż w czasie weekendu (zwłaszcza w niedzielę). Operatorzy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego starają się spłaszczać wykres zapotrzebowania (dążą do tego, aby wahania w czasie były możliwe jak najmniejsze) i temu służą m.in. taryfy nocne (oferta tańszego prądu w nocy). Pozwala to do pewnego stopnia zmniejszyć wahania, ale mimo to różnice w zapotrzebowaniu w ciągu doby pozostaną, np. fabryki nie będą skłonne uruchamiać produkcji w nocy zamiast w dzień, ponieważ pracownikom trzeba więcej zapłacić za pracę w godzinach nocnych (wynika to z Kodeksu Pracy), co praktycznie pochłonie wszystkie oszczędności osiągnięte z „taryfy nocnej”, a może wręcz wygenerować straty dla przedsiębiorcy.

Ponadto, nieco inaczej wygląda wykres zapotrzebowania w zimie niż w lecie, ze względu na konieczność dłuższego utrzymywania włączonego oświetlenia (słońce później wschodzi i wcześniej zachodzi) a oprócz tego niskie temperatury wymuszają włączanie ogrzewania (w Polsce ogrzewanie elektryczne nie jest zbyt często stosowane, ze względu na rozwinięte sieci ciepłownicze, ale w krajach zachodnich grzejniki elektryczne są powszechne).

W tym przypadku różnice nie są zbyt duże i zaprezentowany niżej wykres nie odbiega znacząco od trendu zimowego, natomiast moce w szczycie jak również średnia moc są znacznie większe niż w okresie letnim.

wykres_3
Wykres dobowego zapotrzebowania na moc w KSE (dane: PSE Operator, dzień: 30.04.2011 r.)

Istnieje pewien poziom stałego, minimalnego zapotrzebowania na moc w ciągu doby – nazywamy go pasmem podstawowym. W paśmie podstawowym pracują te elektrownie, których nie można zbyt często włączać i wyłączać ani za bardzo manipulować ich mocą (muszą pracować w miarę możliwości jak najdłużej i przy stałym, najlepiej ekonomicznym, poziomie mocy). Do tej kategorii zaliczamy elektrownie węglowe i jądrowe, ponieważ proces ich uruchamiania ze stanu wyłączenia trwa od kilku godzin do kilku dni, a także hydroelektrownie (zwłaszcza te duże, o niskich kosztach produkcji energii elektrycznej). Trzeba również pamiętać, że elektrownie te pracując na ekonomicznej mocy (bliskiej mocy maksymalnej, takiej przy której sprawności bloków są największe), produkują energię najtaniej jak tylko mogą, ponieważ koszty ruchu elektrowni są stałe. Obrazowo mówiąc, jeśli elektrownia węglowa pracuje „na pół gwizdka” generuje takie same koszty stałe (wydatki na np. pensje dla pracowników), zużywa mniej paliwa ale sprawność również się zmniejsza przez co jednostkowy koszt energii elektrycznej jest większy. Podczas pracy „pełną parą” koszty stałe są takie same, zużyje więcej paliwa z większą sprawnością, dlatego najbardziej opłacalne jest gdy pracuje ona z mocą ekonomiczną i jak najdłużej.

Drugim poziomem jest pasmo podszczytowe, gdzie również pracują elektrownie węglowe i jądrowe (o pewnych ograniczonych możliwościach regulacji poziomu mocy – co jednak odbija się na kosztach), hydroelektrownie oraz elektrownie gazowe, które mają duże możliwości regulacji poziomu mocy a przede wszystkim można je szybko włączać i wyłączać w zależności od chwilowego zapotrzebowania na moc w systemie.

Ostatnim poziomem jest pasmo szczytowe, gdzie na krótki czas uruchamiane są elektrownie gazowe, szczytowo-pompowe (będące czymś w rodzaju akumulatorów energii) oraz przydatna jest energia ze źródeł odnawialnych (OZE). Przydatna, ponieważ wiatraki, biogazownie i spalarnie biomasy mogą pracować również w nocy (choć w rzeczywistości wiatraki pracują tylko jeśli w nocy wieje wiatr) ale akurat wtedy nie są one potrzebne, bo zapotrzebowanie pokrywają elektrownie węglowe i jądrowe (o niższych kosztach produkcji niż źródła odnawialne).

 

Cena energii na polskim rynku hurtowym a koszty wytwarzania

Cena energii na rynku hurtowym w Polsce na tle kosztów wytwarzania w różnych typach elektrowni w Polsce i innych krajach oraz dobowego zapotrzebowania na moc (dane dot. zapotrzebowania oraz cen energii na dzień 30.04.2011, źródła: PSE Operator, TGE). Oznaczenia:

czarna krzywa - zapotrzebowanie na moc w KSE
niebieskie pole - zapotrzebowanie na energię
czerwona krzywa - cena energii na Towarowej Giełdzie Energii
EJ (UA) - koszt wytwarzania w ukraińskich elektrowniach jądrowych
WWER-1200 (RU) - koszt wytwarzania w nowych rosyjskich elektrowniach jądrowych
węgiel brunatny (PL) - koszt wytwarzania w polskich elektrowniach na węgiel brunatny
EJ (DE) - koszt wytwarzania w niemieckich elektrowniach jądrowych
PWR (FR) - koszt wytwarzania we francuskich elektrowniach jądrowych II generacji
EPR (FR) - przewidywany koszt wytwarzania we francuskich elektrowniach jądrowych typu EPR
węgiel kamienny (PL) - koszt wytwarzania w polskich elektrowniach na węgiel kamienny
wiatr ląd (DE) - koszt wytwarzania w niemieckich farmach wiatrowych na lądzie
wiatr morze (DE) - koszt wytwarzania w niemieckich farmach wiatrowych na morzu
fotowoltaika (DE) - koszt wytwarzania w niemieckich elektrowniach słonecznych wielkoskalowych


Jeśli w danym momencie wiatraki czy panele fotowoltaiczne wytwarzają więcej energii niż potrzeba, to albo wykorzystuje się go do zasilania hydrozespołów pracujących jako pompa w elektrowniach szczytowo-pompowych (gromadzenie wody w zbiorniku górnym, czyli po prostu „ładowanie akumulatora”), albo wypycha się nadmiar mocy do kraju sąsiedniego, tak jak to robią Niemcy w stosunku do Polski i Czech, blokując zdolności przesyłu transgranicznego i stwarzając zagrożenie dla bezpieczeństwa systemu.

W przypadku zbyt dużej ilości mocy w systemie działa regulator ARCM (Automatyczna Regulacja Częstotliwości i Mocy czynnej) oddziałujący na zawór pary turbiny. Jeśli skok mocy będzie wyższy od zdolności regulacyjnych bloków, wzrośnie lub zmaleje częstotliwość w sieci – częstotliwość jest wskaźnikiem zbilansowania systemu (zachowania równości między podażą a popytem). Jeśli częstotliwość rośnie to znaczy, że zbyt dużo jest mocy generowanej w stosunku do odbieranej, gdy maleje to na odwrót.  Zbyt duża odchyłka od częstotliwości znamionowej sieci może prowadzić do destabilizacji pracy systemu, w konsekwencji do blackoutu (rozległej awarii zasilania, w przypadku Polski takie awarie mogą obejmować kilka lub kilkanaście województw jednocześnie).  

Niestety elektrowni szczytowo-pompowych jest w Polsce niewiele, ponieważ brakuje odpowiednich warunków naturalnych, a także są to inwestycje bardzo kapitałochłonne, co w połączeniu z wysokimi kosztami wytwarzania energii w OZE powoduje, że inwestycja w elektrownię szczytowo-pompową może się w ogóle nie zwrócić.

Niski poziom obciążenia

Farma wiatrowa na tle sieci (fot. bossco, CC)
Wiatraki, mimo dużej mocy maksymalnej, produkują bardzo niewiele energii. (fot. bossco, CC)

Wiatraki i ogniwa fotowoltaiczne, pomimo relatywnie dużej mocy zainstalowanej (zwłaszcza w przypadku wiatraków), czyli mocy nominalnej, maksymalnej do uzyskania, produkują bardzo niewiele energii. W polskich warunkach lądowe farmy wiatrowe w skali roku wykorzystują tylko ok. 22% swojej mocy maksymalnej (średnia dla całego kraju). Dla pojedynczej farmy można to łatwo wyliczyć wg wzoru:

(Ilość MWh wyprodukowanych w farmie wiatrowej w danym roku) / (moc nominalna farmy wiatrowej x liczba godzin w roku, dokładnie 8760 godzin) = współczynnik wykorzystania mocy w ciągu roku

Dzieje się tak pomimo ustawowego zmuszenia operatorów sieci do odbioru energii z OZE oraz również ustawowego zmuszenia sprzedawców energii do kupowania/sprzedawania określonej ilości energii wyprodukowanej w OZE.

To powoduje, że patrząc na ilość zainstalowanych megawatów w farmach wiatrowych można odnieść wrażenie, iż są to potężne źródła. W rzeczywistości ich udział w wytwarzaniu jest bardzo niski i trzeba zainstalować średnio 4 razy więcej mocy w farmach wiatrowych, niż teoretycznie potrzeba, a pomimo tego nie ma żadnej gwarancji, że wiatraki wyprodukują cokolwiek. Okresy bezwietrzne trwające kilka dni nie są rzadkością w Polsce. W takich sytuacjach trzeba się ratować importem (a więc zasilać własnym kosztem gospodarkę innego państwa) lub szybko uruchamiać relatywnie drogie, ale elastyczne źródła (elektrownie gazowe i szczytowo-pompowe), więc i tak oznacza to ponoszenie kosztów.

Aby nie dopuścić do takich sytuacji, operatorzy systemów elektroenergetycznych utrzymują tzw. rezerwę wirującą, czyli utrzymują w gotowości jednostki do zwiększenia mocy. Jest to już wyżej wspomniany ARCM. Niestety generuje to bardzo duże koszty, ponieważ blok przestaje pracować w ustalonym stanie pracy, wytwarza dodatkowe obciążenia termiczne, sprawność procesu technologicznego się zmniejsza. A więc nawet gdy wiatrak pracuje, to i tak w tle musi być uruchomiona elektrownia węglowa będąca w gotowości do szybkiej zmiany mocy, która emituje większe zanieczyszczenia aniżeli pracując ze stałą, ekonomiczną mocą.

Zdarzają się zarówno okresy, kiedy wiatraki nie produkują energii prawie wcale, jak również okresy kiedy produkują więcej, niż może odebrać sieć.

Więcej o problemach z wiatrakami: http://www.atom.edu.pl/index.php/component/content/article/69-wiatraki/92-czy-w-polsce-wiatr-wystarczy-zamiast-elektrowni-atomowych.html

Tak więc ani wiatraki ani ogniwa fotowoltaiczne nie mogą zastąpić elektrowni jądrowych i węglowych.

EJ Loviisa w Finlandii zima (fot. Fortum)
Elektrownie jądrowe stabilizują pracę sieci elektroenergetycznej i obniżają ceny energii na rynku. Najniższe ceny energii w UE są we Francji, gdzie ponad 75% energii elektrycznej pochodzi z elektrowni jądrowych. Najwyższe ceny ma antyjądrowa Dania, posiadająca tysiące wiatraków. (fot. Fortum)

Dobrą ilustracją powyższych faktów jest sytuacja w Niemczech, gdzie elektrownie jądrowe po decyzji rządu Angeli Merkel o ich likwidacji, zastępowane są nie źródłami odnawialnymi, ale nowobudowanymi elektrowniami węglowymi i gazowymi (gaz będzie kupowany od Rosji – właśnie w tym celu budowany jest gazociąg północny).

Niektóre firmy działające w branży OZE i organizacje "ekologiczne" argumentują, że Dania i Niemcy mają bardzo dużo wiatraków i chcą na nich oprzeć swoją energetykę. Argument ten jest fałszywy, ponieważ w przypadku Danii ponad 70% energii w tym kraju produkują elektrownie węglowe, a gdy nie ma wiatru i wiatraki przestają pracować Dania ratuje się importem energii z elektrowni jądrowych w Szwecji i Niemczech. Z kolei Niemcy do niedawna miały swoje własne zabezpieczenie w postaci elektrowni węglowych i jądrowych. Po wyłączeniu pierwszych 8 reaktorów na fali histerii po Fukushimie kraj ten również ratuje się importem energii z elektrowni jądrowych w Czechach, we Francji, w Belgii, Holandii i w Szwajcarii.

Przyczyny ekonomiczne

Odnawialne Źródła Energii, a w tym farmy wiatrowe, są nieopłacalne ekonomicznie i wymagają dotowania/subwencjonowania. Jest to praktyka przyjęta we wszystkich krajach UE, choć szczegółowe zasady oraz poziom i zakres subwencji każde państwo ustala sobie samo.

System subwencji, dotacji oraz specjalnych, zagwarantowanych ustawowo przywilejów dla OZE istnieje w Polsce od 1997 r., tj. od momentu wejścia w życie ustawy Prawo Energetyczne (aktualna wersja na stronie Urzędu Regulacji Energetyki - http://www.ure.gov.pl/portal/pl/25/17/Ustawa_z_dnia_10_kwietnia_1997_r__Prawo_energetyczne.html). Obecnie składają się na niego:

  1. Zielone certyfikaty” (istnieją od 1 października 2005 r.) – specyficzne prawa majątkowe przysługujące właścicielom źródeł wytwórczych określanych jako „odnawialne” (są jeszcze certyfikaty o innych kolorach, przysługujące źródłom, które ze względu na wysoką sprawność wytwarzania lub zagospodarowywanie odpadów traktowane są jako szczególnie ważne dla ochrony środowiska i klimatu). Obecnie (2011 r.) ich koszt to ok. 280 zł/MWh, gdy tymczasem cena 1 MWh na Towarowej Giełdzie Energii (http://www.polpx.pl/) wynosi średnio 220 zł - oznacza to, że elektrownia węglowa dostaje za każdą wyprodukowaną megawatogodzinę 220 zł (minus koszty przesyłu i inne opłaty pobierane przez operatorów sieci dystrybucyjnych OSD i przesyłowych OSP), a tymczasem właściciel wiatraka dostaje 220 + 280 = 500 zł, czyli ponad 2x więcej. Ministerstwo Gospodarki wyliczyło, że w latach 2010-2020 r. łączne koszty zielonych certyfikatów wyniosą 70,4 miliarda zł (Krajowy plan działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych, s. 147, http://www.mg.gov.pl/node/12111). Dla porównania koszty Programu polskiej energetyki jądrowej mają wynieść ok. 0,78 mld zł, czyli 90 razy mniej.
  2. Dotacje i umorzenia kredytów, finansowane przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej - w 2011 roku na ten cel NFOŚiGW przeznaczył 300 mln zł. Pieniądze te pochodzą z tzw. „opłat zastępczych”, czyli kar za niekupowanie prądu z OZE przez sprzedawców energii (omówione poniżej). Do tej pory Fundusz przyznał ponad 1,8 mld zł dotacji, z czego większość została wytransferowana za granicę, ponieważ 75% podzespołów do urządzeń OZE (turbiny wiatrowe, ogniwa fotowoltaiczne, instalacje biogazowe itd.) pochodzi od firm zagranicznych, głównie niemieckich, duńskich i hiszpańskich (zob. http://cire.pl/item,55762,1,0,0,0,0,0,na-dotacjach-w-oze-zarobia-glownie-zagraniczne-firmy.html) a w najbliższej przyszłości chińskich i indyjskich, konkurujących z producentami europejskimi bardzo niskimi cenami (zob. http://www.wnp.pl/wiadomosci/europa-szybko-redukuje-emisje-co2-i-wolno-rozwija-oze,125596_1_0_0_0_1.html). Deklaracje organizacji lobbingowych OZE, że wiatraki dadzą Polsce dziesiątki tysięcy miejsc pracy powinny być traktowane z dużą rezerwą. Miejsca pracy powstaną ale w krajach, które sprzedają nam technologie. Jednocześnie należy zwrócić uwagę, że właścicielami większości mocy w polskich farmach wiatrowych są firmy zagraniczne lub z dominacją kapitału zagranicznego.
  3. Sprzedawca energii jest zmuszony ustawowo (Prawo Energetyczne art. 9a, a konkretna kwota podana jest w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dn. 14 sierpnia 2008 r. w §3 http://www.abc.com.pl/serwis/du/2008/0969.htm) do kupowania określonej ilości energii elektrycznej sprzedawanej przez siebie z OZE (w 2011 jest to 10,4%). Mówiąc prościej, trzeba było prawnie zmusić sprzedawców energii żeby kupowali prąd z OZE, bo jest tak drogi, że nikt nie chciał go kupować (co miało miejsce przed wprowadzeniem do prawa obowiązku zakupu drogiej energii z OZE). Jeśli tego nie zrobi to musi zapłacić karę za każdą brakującą "zieloną" megawatogodzinę w wysokości 268 zł. W okresie od stycznia do sierpnia 2011 r. firmy energetyczne zapłaciły 593 mln zł kar ("opłat zastępczych"), co wliczają sobie do cen - koszty ostatecznie ponoszą odbiorcy końcowi (obywatele). (zob. http://www.wnp.pl/wiadomosci/151803.html)
  4. Zagwarantowany ustawowo (ustawa Prawo Energetyczne, art. 9c, ust. 6) nakaz odbioru całego prądu z OZE przez operatora sieci. Oznacza to, że to operator (OSP lub OSD) musi się troszczyć o zapewnienie bezpieczeństwa sieci i ponosić tego koszty (które dolicza sobie do opłat sieciowych i ostatecznie przenoszone są one na odbiorców końcowych - obywateli). Sytuacja jest opisana szczegółowo poniżej. Obowiązek odbioru prądu z OZE przez operatora, zapisany w ustawie, jest kolejnym dowodem na nieopłacalność OZE. Analogicznie jak w obowiązku zakupu xx% energii elektrycznej z OZE przez sprzedawcę energii. Po prostu wcześniej operatorzy sieci nie chcieli takiego prądu, bo nie dość że jest drogi, to jeszcze destabilizuje im sieć. Potem prawnie ich do tego zmuszono, ale na (nie)szczęście mogli koszty przerzucić na nas - odbiorców końcowych.
  5. Dotacje na badania – rząd za pośrednictwem różnych urzędów i instytucji państwowych finansuje badania nad technologiami OZE. W latach 2009-2010 Ministerstwo Nauki i Szkolnictwa Wyższego przeznaczyło na ten cel ponad 4,8 mln zł, Narodowe Centrum Badań i Rozwoju ponad 94 mln zł, a kolejne 31 mln zł budżet państwa sfinansował jako wkład do projektów badawczych dofinansowywanych z POiG - łącznie ponad 130 mln zł (źródło: Sprawozdanie okresowe za lata 2009-2010 dotyczące postępu w promowaniu i wykorzystaniu energii ze źródeł odnawialnych w Polsce, Ministerstwo Gospodarki, Warszawa 2012)
  6. Operator sieci dystrybucyjnej nie może odmówić wydania pozwolenia na przyłączenie farmy wiatrowej do sieci, nawet jeśli może to spowodować destabilizację i awarię sieci. Oznacza to, że skupiona na niewielkim obszarze duża liczba wiatraków zostanie podłączona do sieci pomimo zagrożenia blackoutem w kilku województwach. Jest to efekt nowelizacji Prawa Energetycznego z lipca 2011 r. Przepis ten przeforsowało Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej (zob.: http://www.wnp.pl/wiadomosci/prawo-energetyczne-po-mysli-psew,145790_1_0_0_0.html)

Ponieważ Polska zobowiązała się do zwiększania udziału OZE w krajowej strukturze źródeł za wszelką cenę, a pieniędzy w budżecie państwa brakuje, 16 czerwca 2011 r. rząd zmuszony był wziąć 750 mln euro pożyczki (1,11 mld $) na wsparcie polskiego programu poprawy efektywności energetycznej i rozwoju energetyki ze źródeł odnawialnych (zob. http://energetyka.wnp.pl/750-mln-euro-na-rozwoj-polskiej-energetyki-odnawialnej-z-bs,143128_1_0_0.html). Polski nie stać na nadmierny rozwój OZE, więc żeby móc do nich dopłacać musi się zadłużać za granicą.

Ukryte koszty funkcjonowania farm wiatrowych

Slupy sieci elektroenergetycznej (fot. Cian Ginty, CC)
Wiatraki powodują straty po stronie operatorów sieci, których koszty pokrywają odbiorcy końcowi - my. (fot. Cian Ginty, CC)

Podłączenie wiatraków do sieci powoduje konieczność instalacji urządzeń zmniejszających wahania mocy (koszty!) oraz wybudowania mocy rezerwowych w elektrowniach gazowych (jeszcze większe koszty!) - PSE Operator szacuje, że rezerwowane musi być co najmniej 60% mocy z farm wiatrowych, czyli na każde 1000 MWe farm wiatrowych trzeba mieć w rezerwie nie mniej niż 600 MWe w elektrowniach gazowych, szczytowo-pompowych i węglowych pracujących okresowo na niskiej mocy. Kosztów budowy tych instalacji oczywiście nie ponoszą właściciele wiatraków, ale ostatecznie obywatele płacąc wyższe rachunki za energię.

Kolejnym ukrytym kosztem (również ekologicznym) jest wymuszanie przez wiatraki nierównej pracy elektrowni węglowych. Elektrownię węglową można szybko wyłączyć ale nie można jej szybko włączyć - blok energetyczny na węgiel uruchamia się, w zależności od aktualnego stanu pracy, ok. kilkunastu godzin. Z tego powodu operator sieci (PSE) utrzymuje cały czas rezerwę wirującą w systemie, czyli elektrownie węglowe w czasie pracy wiatraków pracują na minimalnym poziomie mocy, co powoduje wyższe koszty eksploatacji (elektrownia nadal spala mnóstwo węgla ale energii produkuje mało, jeśli w ogóle) i większe zanieczyszczenie środowiska (ponieważ elektrowni węglowej nie projektuje się na tak niekorzystne parametry pracy, zatem wiąże się to z większą emisją zanieczyszczeń). Właściciel elektrowni te koszty dolicza sobie do ceny enegii - czyli płacą wszyscy odbiorcy, w tym gospodarstwa domowe. Powyższą informację potwierdza nawet Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej, które w jednym ze swoich opracowań stwierdza, że są to "(...) koszty ponoszone przez elektrownie, których im nikt nie zwraca, ale które mogą wkalkulować w oferty sprzedaży. (...)". (zob. Praca systemu elektroenergetycznego w przypadku ekstremalnych wahań generacji wiatrowej, PSEW, s. 5.). I wkalkulowują, za co płacimy wszyscy.

Właściciele farm wiatrowych nie ponoszą także kosztów budowy sieci dystrybucyjnej specjalnie pod wiatraki (jest to bardzo rozległa i gęsta sieć), której koszt szacuje się na 100 tys. zł (w 2015 r. będzie to 300 tys. zł, a w 2030 r. 500 tys. zł) za każdy kilometr (zob. http://www.cire.pl/item,51801,1,0,0,0,0,0,przylaczenie-farmy-wiatrowej---05-mln-zl-za-kilometr.html). Ponadto, Enea Operator szacuje, że w skrajnych przypadkach dla przyłączenia źródła o mocy 30 MW konieczne jest zrealizowanie przez operatora sieci inwestycji za 300 mln zł i konieczność przebudowy poszczególnych linii do przekrojów typowych dla sieci przesyłowych, a nie dystrybucyjnych (zob. http://energetyka.wnp.pl/firm-dystrybucyjnych-nie-stac-na-wiatraki,126210_1_0_0.html).  Kosztami budowy tak rozległej sieci obciążani są obywatele, ponieważ operatorzy sieci doliczają te koszty do swoich opłat sieciowych (od niedawna opłaty sieciowe są wyszczególnione na rachunkach za prąd).

Kolejnym problemem jest to, że ludzie nie chcą słupów energetycznych pod swoim domem i często blokują inwestycje, więc statystycznie częściej z tego powodu może być zablokowana budowa farmy wiatrowej niż elektrowni jądrowej czy węglowej.

Społeczeństwo nie chce kupowac drogiego prądu z OZE

W Polsce na razie tylko dwóch sprzedawców energii oferowało odbiorcom indywidualnym (czyli osobom prywatnym) taryfę „zieloną” – Vattenfall Sales Poland oraz RWE Stoen. W taryfie „zielonej” firmy Vattenfall udział energii elektrycznej wytworzonej w OZE był (teoretycznie) 2x wyższy niż w normalnej taryfie. Oczywiście taryfa taka była droższa niż zwykła. Okazuje się, że klienci nie byli zainteresowani drogą „zieloną” energią i woleli tańszą „węglową”. Spośród klientów indywidualnych firmy Vattenfall Sales Poland tylko 0,3% kupowało tzw. produkty zielone (3 tysiące spośród ok. 1 miliona klientów indywidualnych), a wśród klientów biznesowych nikt nie jbył zainteresowany tego typu ofertą (zob.: http://www.wnp.pl/wiadomosci/g-lot-vattenfall-o-cenowych-skutkach-wspierania-energetyki-odnawialnej,132952_1_0_0_0_1.html). Tymczasem w wielu sondażach, na które powołują się właściciele elektrowni wiatrowych oraz organizacje takie jak Greenpeace respodenci deklarowali, że popierają OZE, i że byliby w stanie płacić więcej za "zieloną" energię. Rzeczywistość jednak zweryfikowała te deklaracje.

Czechy przestawiają się z OZE na atom

Czechy po negatywnych doświadczeniach z farmami wiatrowymi i elektrowniami fotowoltaicznymi podjęły (już po awarii w Fukushimie) decyzję o zaprzestaniu dalszego finansowania źródeł odnawialnych i przestawieniu się prawie w całości na energię atomową. Do 2060 roku aż 80% energii elektrycznej produkowanej w Czechach będzie pochodzić z elektrowni jądrowych (obecnie jest to 33%) (zob. http://energetyka.wnp.pl/energetyka_atomowa/czeski-rzad-chce-szeroko-rozwijac-energetyke-nuklearna,149896_1_0_0.html). Powodem tej decyzji była zarówno destabilizacja czeskiej sieci jak i bardzo wysokie koszty dotacji dla OZE, których czeskie społeczeństwo nie chce dalej ponosić (zob. http://energetyka.wnp.pl/czescy-dystrybutorzy-nie-chca-pradu-z-oze,102020_1_0_0.html). W tej chwili trwa przetarg na budowę dwóch kolejnych bloków w EJ Temelin (tj. bloków nr 3 i 4, każdy o projektowanej mocy 1000-1630 MWe netto), a ponadto Czesi już myślą o rozbudowie EJ Dukovany o kolejne reaktory (zob. http://www.worldnuclear.org/_news_feature/index.cfm?NN_Flash=1&site=4). Planowana jest rozbudowa połączeń elektroenergetycznych z Polską, dzięki czemu Czechy będą zarabiać na eksporcie taniej energii.

Kraje posiadające idealne warunki dla wiatraków i paneli słonecznych inwestują w energetykę jądrową

Kraje arabskie, położone z reguły nad morzem i w szerokości geograficznej z najlepszymi możliwymi warunkami dla energetyki wiatrowej i słonecznej, inwestują mocno w energetykę jądrową.

Państwo EJ pracujące EJ w budowie EJ planowane
liczba reaktorów łączna moc netto (MWe)
liczba reaktorów łączna moc netto (MWe)
liczba reaktorów łączna moc netto (MWe)
Arabia Saudyjska         16 16000 - 25600
Egipt         2 2000
Iran 1 915     3 2300
Jordania         1 1000
Katar         (jeszcze nie określono konkretnej ilości i mocy)
Maroko         2 2000
Pakistan 3 725 2 630 2 2000
Sudan         4 1150 - 2300
Tunezja         1 600
Turcja         8 10000
Zjednoczone Emiraty Arabskie     4 5400 10 14000

Dane: World Nuclear Association (stan na dzień 01.01.2014 r.)

 

Polecana literatura:

  1. Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego, Jan Machowski, Oficyna Wyd. Politechniki Warszawskiej
  2. Wytwarzanie energii elektrycznej, Józef Paska, Oficyna Wyd. Politechniki Warszawskiej
  3. serwis internetowy World Nuclear Association
  4. Wirtualny Nowy Przemysł

Gościmy

Odwiedza nas 341 gości oraz 0 użytkowników.

Energetyka jądrowa na Facebooku

SARI

Zwiedzanie EJ