W 2014 r. w Unii Europejskiej odnotowano redukcję oddanych mocy produkcyjnych na rynku energii elektrycznej o 9,4 GW w porównaniu do 2013 r. (w 2014 r. przekazano z inwestycji 26,9 GW, w 2013 r. 36,5, w 2012 r. 44,6 GW – czyli 2014 r. był kolejnym rokiem redukcji zakończonych inwestycji). Głównie inwestuje się w UE w nowe moce wytwórcze w OZE[1]: elektrownie wiatrowe to w 2014 r. 43,7% nowych mocy, fotowoltaiczne 29,7%, zaś węglowe to 12,3% oraz gazowe 9%. Zaostrzanie celów unijnej polityki klimatycznej (wzrost wykorzystania OZE, walka ze zmianami klimatu) sprawia, że główny kierunek rozwoju inwestowania będzie także w przyszłości skoncentrowany na OZE, rozwijaniu transgranicznych połączeń międzysystemowych, sieciach inteligentnych oraz w innowacyjnych sposobach magazynowania energii elektrycznej w ilościach istotnych dla rynku hurtowego, co oznacza istotne ryzyko dla elektrowni spalających paliwa kopalne.
Obecnie brak możliwości magazynowania energii elektrycznej w ilościach hurtowych wymusza posiadanie rezerwowy produkcyjnej, niezbędnej dla pokrycia braków produkcji z OZE w przypadku np. zmniejszenia siły wiatru, czy ograniczenia nasłonecznienie określonego obszaru.
Rozwój OZE jest zatem trwałą tendencją w UE: W okresie 2000-2014 moc zainstalowana w OZE wzrosła z 25% do 41,5% całości mocy produkcyjnych unijnej elektroenergetyki. Nastąpiła także zmiana w strukturze OZE, gdyż dominującą pozycję elektrowni wodnych zastąpiły wiatraki i elektrownie fotowoltaiczne, charakteryzujące się znacznie większymi możliwościami rozwoju. Znajduje powyższy trend także potwierdzenie w redukcji udziału elektrowni węglowych w mikście energetycznym UE, których udział w latach 2000-2014 zmalał z 24,3% do 18,1%. W tym samym czasie elektrownie gazowe podwoiły swoje zdolności produkcyjne, chociaż ich udział wzrósł o ok. 5% do 22% całości mocy zainstalowanych.
Istotne jest jednak wskazanie, że OZE eliminują z krzywej podaży elektrownie opalane paliwami kopalnymi dzięki niskiemu kosztowi produkcji (praktycznie zerowy jednostkowy koszt zmienny), subsydiom pokrywającym koszty stałe („tradycyjna” energetyka musi konkurować z OZE, które jest subsydiowane[2]) oraz pierwszeństwu w dostępie do sieci i rynku hurtowego (sprawia to, że np. ceny na hurtowym rynku energii elektrycznej w Niemczech odnotowują ujemne wartości). A wszystkie te zjawiska mają miejsce na rynku, gdzie popyt na energię utrzymuje się na stabilnym poziomie jednocześnie niższym niż przed 2008 r., co przekłada się na redukcję cen energii elektrycznej na rynku hurtowym w Europie Zachodniej: notowane ceny na rynku terminowym we Francji to przykładowo poziom 29 euro/MWh, w Niemczech ok. 32 euro/MWh, gdy w Polsce około 40 euro/MWh, a na Litwie ok. 57 euro/MWh.
[1] Chociaż spowolnienie gospodarcze negatywnie wpłynęło na możliwości poszczególnych rządów w zakresie wspierania OZE subsydiami, czy programami wsparcia, co jeszcze ciągle jest niezbędnym warunkiem opłacalności inwestycji w OZE.
[2] Przykładowo, szacuje się, że w Niemczech przez najbliższe 20 lat OZE uzyskają ok. pół biliona euro dopłat. W samym 2014 r. OZE w Niemczech otrzymały wsparcie w wysokości 23,6 mld. euro. Znajduje to oczywiście wyraz w zwiększeniu konkurencyjności OZE względem pozbawionej takiego wsparcia „tradycyjnej” energetyki.
Ciekawe kiedy wreszcie będziemy mieli za darmo dostęp do prądu :D
OdpowiedzUsuń