Dalszy rozwój energetyki odnawialnej w Unii napotyka poważne bariery rozwojowe. Wskazuje na to słabsze, niż prognozowano, zapotrzebowanie na prąd

Dziś ma zostać opublikowany doroczny raport brytyjskiego think tanku Ember, który pokazuje mieszany obraz zmian w europejskiej energetyce. Jak wynika z dokumentu, który czytaliśmy, ostatnie pięć lat stało pod znakiem dalszego odchodzenia od paliw kopalnych oraz rozwoju energetyki słonecznej i wiatrowej. Przyniosło to korzyści unijnej gospodarce, jeśli chodzi o ograniczenie kosztów importu surowców. Dzięki przyłączonym od 2019 r. mocom odnawialnym uniknięto zakupów węgla i gazu wartych 59 mld euro. Same źródła słoneczne dostarczyły w zeszłym roku więcej prądu niż energetyka węglowa, a farmy wiatrowe prześcignęły gaz. Dzięki równoczesnemu odbiciu generacji energetyki wodnej i jądrowej udział paliw kopalnych w miksie elektroenergetycznym UE spadł do mniej niż 29 proc.

Bariery rozwojowe

Jednocześnie Ember pokazuje, że kontynuacja tych trendów napotyka przeszkody, a skala przyłączeń źródeł wiatrowych i słonecznych była w 2024 r. niemal o jedną czwartą niższa niż rok wcześniej. Dalszy rozwój fotowoltaiki będzie zaś wymagać szybkiego postępu w dziedzinie magazynowania energii, a także – w ocenie think tanku – adaptacji po stronie konsumentów, która pozwoli w pełni wykorzystać pożytki płynące z energii słonecznej. Innymi słowy, dalszy rozwój tej gałęzi energetyki będzie wymagać zmiany zachowań odbiorców, którzy winni bardziej dostosowywać konsumpcję do dostępności światła słonecznego lub ilości energii zmagazynowanej w ciągu dnia.

Z barierami rozwojowymi zmaga się też energetyka wiatrowa, choć autorzy raportu dostrzegają symptomy ich przezwyciężania w postaci sprzyjających tej branży reform, wzrostu wydanych zezwoleń na budowę oraz zamówień komponentów. Mimo to tegoroczny przyrost produkcji z tych źródeł był wyraźnie niższy, niż wskazywałaby wieloletnia dynamika, do czego przyczyniają się rosnące koszty materiałów i kapitału, zatory w łańcuchach dostaw oraz ograniczenia regulacyjne i sieciowe, które przekładają się na spadek dostępności mocy przyłączeniowych.

Ember wskazuje także, że kluczem do zwiększenia lub choćby utrzymania tempa zmian w energetyce jest elektryfikacja nowych sektorów. Tymczasem z danych wynika, że zapotrzebowanie na energię elektryczną, jeśli w ogóle w Europie odbija, to bardzo skromnie (średnia dla całej Unii to 1 proc. wzrostu). W rezultacie wciąż jesteśmy poniżej poziomów zużycia prądu notowanych pięć lat wcześniej, przed pandemią i kryzysem energetycznym. Jak komplikuje to plany dekarbonizacji, ilustruje sytuacja Niemiec, gdzie zeszłoroczne wykorzystanie prądu było w zasadzie równe temu z 2023 r., a w stosunku do poziomu sprzed pięciu lat pozostaje na poziomie o ponad 10 proc. niższym.

Ogromne zapóźnienia w transformacji widać na przykładzie Niemiec

Według raportu niemieckiego oddziału McKinseya, który ukazał się na początku tygodnia, obecne trendy wskazują na to, że w najbliższej dekadzie wzrost popytu na energię elektryczną w gospodarce nie przekroczy 2 proc. rocznie, a więc w najlepszym przypadku RFN odbuduje zużycie sprzed pandemii w 2030 r.

W 2035 r. nie tylko będzie daleko od zakładanego przez operatora przedziału 774–1002 TWh, lecz także nie osiągnie nawet pułapu 670 TWh, który był zakładany na koniec lat 20.

Powolne wdrażanie zielonych technologii

Jednym ze źródeł problemu jest powolniejszy, niż zakładano, proces wdrażania zielonych technologii. Może to zagrozić wypełnieniu sektorowych celów UE dotyczących emisyjności czy udziału OZE w zużyciu energii. Jedną z barier rozwojowych dla ich upowszechniania okazują się w Niemczech wysokie, nawet na tle reszty UE, ceny prądu dla gospodarstw domowych i odbiorców komercyjnych. Na ceny oprócz kosztów wytwarzania składają się rosnące dodatkowe opłaty przeznaczone na finansowanie sieci i wsparcia dla źródeł odnawialnych. I tak koło się zamyka.

Dla przykładu, sprzedaż pojazdów elektrycznych na niemieckim rynku w pierwszych dziewięciu miesiącach 2024 r. była o prawie 30 proc. niższa niż w tym samym okresie 2023 r., a udział elektryków w nowych rejestracjach spadł z 18 do 13 proc. Analogiczny trend widać w przypadku pomp ciepła. Po rekordowej liczbie ponad 350 tys. instalacji zamontowanych w 2023 r., w tym roku prognozowany poziom ma wynieść 180–200 tys. Wbrew rządowym prognozom w ostatnich latach spada także zużycie prądu w przemyśle produkcyjnym.

Poniżej oczekiwań może się ukształtować zapotrzebowanie na prąd związane z produkcją wodoru. Według McKinseya niskoemisyjna produkcja gazu w Niemczech będzie relatywnie mało opłacalna względem importu. A to właśnie zielony wodór, wytwarzany w procesie elektrolizy wody, wymaga największych wolumenów energii elektrycznej. Odnotowano również inne sygnały, że niemiecka gospodarka wodorowa może wystartować z opóźnieniem. Do tej pory, jak czytamy, ostateczne decyzje inwestycyjne uzyskały elektrolizery o mocy zaledwie 700 MW, a osiągnięcie założonego celu 10 GW w takich instalacjach do 2030 r. wymagałoby „potężnego przyspieszenia”.

Niepewność widoczna jest także po stronie odbiorców. Obecne prognozy dla sektora ciepłowniczego wskazują, że wykorzystanie wodoru do 2035 r. pozostanie nieopłacalne. Spada prognozowane zapotrzebowanie na wodór w transporcie drogowym, gdzie konkurencję technologiczną wygrały napędy elektryczne. Poważne opóźnienia w zakresie wdrażania wodoru dotyczą też przemysłu, w którym – jak raportuje McKinsey – wiele instalacji, np. w hutach stali, ma być początkowo zasilanych gazem ziemnym. ©℗