Drago Babič

Proizvodnja električne energije iz sonca v Evropi hitro raste, kar ima pomembne posledice za trge električne energije. Sončna energija se proizvaja le podnevi in je v zimskih mesecih v državah daleč od ekvatorja skoraj zanemarljiva v primerjavi s pomladnimi in poletnimi meseci (v Nemčiji ena desetina, pri nas do ena šestina pomladne). To vodi do ponavljajočega se vzorca dnevnih nihanj skupne proizvodnje in cene električne energije, ki jo imenujemo »račja krivulja oz. račji vrat«. V nadaljevanju se bomo poglobili v ta pojav in raziskali nekaj manj znanih, a logičnih posledic razcveta sončne energije.

Rast sončne energije

Zmogljivosti tovarn za proizvodnjo foto napetostnih elektrarn (panelov) rastejo eksponentno, vsake tri leta se podvojijo. Tako naj bi letos zmogljivost porasla na 1.000 GW letno, vzporedno tudi pada cena panelov, ki se približuje ceni 10 c/W. To bo povzročilo pravo poplavo na trgu sončnih panelov, kar bo tudi pocenilo izgradnjo celotnih foto napetostnih elektrarn in omogočilo nadaljnji razvoj proizvodnje električne energije iz sonca. Tako velik delež sončne energije bo temeljito spremenil celoten elektro energetski sektor. Elektroenergetski sistemi bodo dobili dvojno podobo, vsakodnevno bodo prehajali med sončno energijo in tradicionalnimi, dispečabilnimi viri energije. Za razumevanje teh dnevnih premikov je nujno spremljati njihov urni potek. Ta analiza z urno dinamiko spremlja tržne cene električne energije, vrednosti sončne energije in zmanjševanje oz. povečevanje odvisnosti od drugih virov energije.

Neposredni vpliv: tržna cena

Najpomembnejši vpliv povečanja proizvodnje v sončnih elektrarnah je znižanje cen električne energije za dan vnaprej v urah, ko je proizvodnja sončne elektrike visoka. Cene na organiziranih borzah se določajo s presekom ponudbe in povpraševanja in so določene z mejnimi stroški zadnjega izbranega dobavitelja (in odjemalca). Ker ima sončna energija skoraj nič mejnih stroškov, vodi to do nižjih cen. Ko pa ponudbe sončne energije ni (v nočnih urah), pa se cena drastično poviša na nivo marginalnih cen drugih, tradicionalnih proizvajalcev. Če pogledamo celodnevni diagram urnih cen, dobimo krivuljo v obliki »račjega vratu«, kot je prikazana na naslednji sliki.

Slika: Jasen vpliv solarnih, nemških povprečnih cen za dan vnaprej spomladi 2024.

Ker se še vedno s strani držav pogosto spodbuja proizvodnja sončne in vetrne energije z zagotavljanjem fiksnih prodajnih cen, ki niso odvisne od trga, pogosto prihaja do presežne ponudbe in celo negativnih cen, ki pa jih ne plačuje proizvajalec, ampak posredno država. Tak primer je prikazan na naslednji sliki, ki podaja urne cene za obdobje med 15 in 16 uro na EPEX borzah v Evropi na dan 6. 7. 2024. Ta dan je bilo v Belgiji proizvedeno iz sonca 17% in iz vetra 30%, skupaj 47% vse proizvodnje elektrike.

Ta učinek lahko izmerimo s številom negativnih ur in s skupno vrednostjo vseh teh negativnih ur. Spodaj je to prikazano po urah dneva za Belgijo leta 2024, vključno do 6. 7. 2024. Negativne cene se zgodijo v 228 urah (5% časa) v kumulativni vrednosti -4375 eur/MW ali približno -1 eur/uro. V času, ko je ta učinek najbolj izrazit, ob 14 uri, je bilo 37 ur (19% časa) z negativno vrednostjo v skupni vrednosti -1013 eur ali -5,2 eur/uro.

Slika: Negativne cene, še posebej visoke, se dogajajo predvsem pri proizvodnji sončne energije.

Sicer je bilo takrat (6. 7. 2024) celodnevno povprečje cen negativno, -16 eur/MWh pri porabi 267 GWh, torej skupno v enem dnevu za 4,3 mio eur negativnega učinka za prodajalce elektrike.

Jasno je, da se bo s povečevanjem kapacitet za proizvodnjo električne energije iz sonca število ur z negativnimi cenami še povečevalo in tako še zmanjševalo finančni izplen sončnih elektrarn.

Posledica 1: največja vrednost ni enaka največji proizvodnji

Zaradi takega gibanja cen se največja vrednost sončne proizvodnje ne pojavi takrat, ko je proizvodnja količinsko največja. Naslednja slika prikazuje dve krivulji, rumena je urni potek proizvodnje sončne energije, zelena je urna vrednost proizvodnje kot produkt proizvodnje in tržne cene.

Slika: Največja proizvodnja se razlikuje od največje vrednosti

Očitno je, da je sončna energija glede na tržno vrednost največ vredna v jutranjih urah, nekaj manj v popoldanskih, v času največje proizvodnje pa je vredna manj, saj večja proizvodnja ne odtehta nižjih tržnih cen. To nakazuje, da bi bilo primerno namestiti sončne panele navpično, z orientacijo vzhod/zahod in ne vodoravno s pretežno orientacijo jug. Količinska proizvodnja bi bila sicer manjša, izkupiček pa večji. To tudi kaže, da standardni pokazatelj vrednosti neke tehnologije LCOE za sončne elektrarne ni primeren za vsakdanjo rabo (tudi zaradi drugih vzrokov, ki so bili podrobneje predhodno pojasnjeni).

Posledica 2: uvozno-izvozna pozicija

Še en zanimiv vidik prikaže dinamika uvoza/izvoza, prikazana na primeru Nemčije, ki ima največjo solarno floto v Evropi z več kot 1 kW na prebivalca in skupno 89 GW kapacitet. V sončnih dneh Nemčija prehaja iz visoke uvozne odvisnosti, ki znaša zjutraj 8 GW, v rahel izvozni presežek v zgodnjih popoldanskih urah.

Slika: Jasen vpliv solarnih, nemških povprečnih cen za dan vnaprej spomladi 2024.Račje krivulje za uvoz v Nemčijo

Spodnji diagram prikazuje saldo izvoza/uvoza po urah (os x, izvoz pomeni negativno vrednost na levi, uvoz pozitivno vrednost na desni strani diagrama v GW) in dosežene cene v istih urah (os y, zgoraj so pozitivne vrednosti, spodaj negativne v eur/MWh). Vsaka točka predstavlja eno uro.

Trend je jasno razviden: uvoz električne energije poteka po bistveno višjih cenah, kot izvoz. Dodatno pa vse ure s precejšnjimi negativnimi cenami sovpadajo z znatnimi izvoznimi presežki, kar pojasnjuje linearna povezava/črta. Torej več kot bo viškov proizvodnje (izvoz), večja bo izguba.

Posledica 3: vse večji stroški rezerv moči ali krivulja rezervne race

Operaterji prenosnih omrežij v Evropi morajo zagotoviti rezerve električne energije, predvsem v moči, za uravnavanje elektroenergetskih sistemov in vzdrževanje ravnotežja med porabo in proizvodnjo. Obstajajo različne rezerve z različnimi značilnostmi (razlikujejo se glede na čas, potreben za aktivacijo: primarne 30 sekund, sekundarne 5 minut in terciarne 12,5 minut), operaterji morajo v vsakem trenutku zagotoviti določeno količino posamezne rezerve. Ker se sončna energija ne more prilagajati porabi, potrebujejo sistemi z več sončne energije bistveno obsežnejše rezerve, kar se odraža tudi v močni rasti cen nekaterih rezervnih storitev, ki se giblje v nasprotni smeri od gibanja cen električne energije na trgih za dan v naprej. Torej nižje cene na trgih za električno energijo, višje cene za storitve zagotavljanja rezerve.

Slika: Rezerve moči se popoldne dražijo. Levo cene različnih rezerv, desno cene el. energije na trgu.

To situacijo lahko omili večja uporaba baterij, predvsem za uravnavanje frekvence (primarna rezerva), kar pa ne bo poceni. Ta strošek bremeni omrežnine, kar bo predstavljalo dodaten pritisk na končne cene električne energije, kar delno izniči učinek nizkih cen same električne energije.

Posledica 4: druga sredstva proizvajajo manj

Nadaljnja logična posledica rasti proizvodnje iz sonca je manjša uporaba drugih sredstev za proizvodnjo elektrike v popoldanskih urah, tudi tistih, ki imajo zelo nizke mejne stroške, kot so vetrna, hidro in jedrska energija. Na naslednji sliki, ki prikazuje urno gibanje proizvodnje v jedrskih elektrarnah v Franciji v enem dnevu, lahko vidimo, kako se spomladi v popoldanskih urah znižuje proizvodnja zaradi vedno nižjih cen na trgih za dan vnaprej.

Slika: Jedrska modulacija v Franciji

Naslednja slika prikazuje urno proizvodnjo vetrnih elektrarn na morju v Nemčiji v različnih mesecih. Tudi tu opazimo popoldanski upad, ki narašča proti juniju, ko je energije iz sonca največ.

Tako neenakomerno delovanje drugih proizvodnih naprav prinese znižanje izkoristkov in tako neposredno ekonomsko škodo, posredno pa še povečanje vzdrževalnih stroškov, saj je obraba naprav pri neenakomernem delovanju večja, kot pri kontinuiranem delovanju.

Glavno sporočilo: navajanje povprečnih vrednosti postaja vedno manj uporabno

Ker se premikamo k sistemu, ki dnevno niha od solarnega sistema do bolj tradicionalnega energetskega sistema, je uporaba povprečij vedno bolj neprimerna.

Na primer, predstavljanje samo popvprečne cene za dan vnaprej v enem mesecu, ne da bi prikazali velike razlike med najnižjimi in najvišjimi vrednostmi, še zdaleč ni dovolj za razumevanje dinamike trgov z električno energijo. Po podatkih Entsoe, je bila 18.7. 2024 na trgu za dan vnaprej na Madžarskem najnižja cena ob 12 uri 79 eur/MWh, najvišja ob 20 uri pa 999 eur/MWh.

 Še hujše je nihanje ob vikendih, ko se praviloma čez dan cena spusti na nič, oziroma celo v območje negativnih cen, ponoči pa naraste preko 100 eur/MWh. Tako je v Sloveniji prejšnji vikend, v nedeljo 14. 7. cena ob 14. uri znašala – (minus) 74 eur/MWh, ob 2. ponoči uri pa +187 eur/MWh.

Jasno je, da tako divje nihanje cen koristi le špekulantom z električno energijo, za potrošnike in gospodarstvo, ki si predvsem želijo predvidljivo okolje, pa je to škodljivo.

Škodljivo je tudi za druge proizvajalce električne energije, ker jim privilegiran položaj sončne energije odvzema trg in draži lastno proizvodnjo. Škodljivo je za upravljalce prenosnih in distribucijskih elektro energetskih sistemov, saj jih sili v povečevanje rezerv in dograjevanje omrežij, ki morajo prenesti vedno večje, nihajoče količine in moč električne energije. Tudi za lastnike sončnih elektrarn, ki služijo s prodajo električne energije, ki se na borzah vedno bolj ceni, postaja taka proizvodnja vedno manj zanimiva.

Nadalje, prikazovanje vrednosti proizvodnje iz sončnih elektrarn z metriko LCOE (poenotena cena električne energije), ki predpostavlja enakomerno proizvodnjo in odjem električne energije iz naprave, je neuporabno, saj vidimo, da cena na trgih divje niha in je za sončno energijo praviloma veliko nižja od povprečij in izračunane cene po metriki LCOE. K stroškom delovanja sončnih elektrarn bi morali prišteti najmanj stroške kratkoročnega hranjenja, pa tudi druge sistemske stroške, ki jih način delovanja sončnih elektrarn povzroča elektroenergetskemu sistemu (povečevanje rezerv, ojačevanje omrežij, ki morajo kratkoročno prenašati velike tokove, zmanjševanje proizvodnje drugih virov). Tak izračun v zadnjem času uporabljajo uveljavljeni energetski eksperti, kot je IEA in Bloomberg. Ti izračuni kažejo, da je polna cena električne energije iz sončnih elektrarn bistveno višja, kot tista, izračunana po metriki LCOE (najmanj dvakrat višja, odvisno od velikosti elektrarne pa tudi trikrat višja).

Kaj storiti?

Iz vsega navedenega izhaja, da bo nadaljnje povečevanje kapacitet proizvodnje električne energije iz sonca v Evropi kmalu doseglo mejo, ko bo to prinašalo več škode kot koristi.

V Sloveniji, kjer bomo letos do konca leta prišli do okoli 1.400 MW kapacitet, bi morali takoj prenehati spodbujati izgradnjo sončnih elektrarn brez hranilnikov in se osredotočiti na podporne sisteme, predvsem hranilnike in omrežja ter druge nizkoogljične vire, kot je hidro in jedrska energija, ki zagotavljajo enakomerno in potrošnji prilagodljivo energijo. Izkustvena meja za delež sončne energije v skupni proizvodnji električne energije je pri 10% skupne porabe, kar za Slovenijo pomeni sedaj okoli 1.400 MW sončnih elektrarn in kar bomo imeli že letos, v bodoče, ko se bo poraba električne energije podvojila, do 2,500 MW, ob hkratni izgradnji hranilnikov (predvsem ČHE Kozjak) in kvečjemu še 1.500 MW namenskih sončnih elektrarn za proizvodnjo vodika, če se bomo za tako proizvodnjo odločili.

Povečevanje deleža sončnih elektrarn bistveno čez to mejo, kot predvideva zadnji predlog NEPN, ni smotrno, ker bo ob zapravljenem denarju za nasedle investicije to povzročilo dodatne stroške elektroenergetskemu sistemu, višje cene električne energije ter dodatne emisije toplogrednih plinov iz nadomestne zimske proizvodnje in uvoza, kar ni zaželjeno.

Od tega bodo imeli korist le preprodajalci kitajskih panelov in drugi voluharji, ki se napajajo iz državnih subvencij za obnovljive vire.

__________

* prirejeno po članku Juliena Jomauxa, julij 2024