Austriackie sieci przesyłowe nie wytrzymują wzrostu OZE

Te wspaniałe wieści dla klimatu są natomiast wyzwaniem dla systemów przesyłowych. Szczególnie widoczne jest to w dniach, gdy najpierw z powodu sprzyjających warunków naturalnych produkcja z OZE sięga lub nawet przekracza 100 proc. zapotrzebowania, a potem nagle gwałtownie się zmniejsza. Dla sieci przesyłowych ostatnie tygodnie, które były bogate w opady i słońce, były niezwykle trudnym czasem, gdyż system musiał równoważyć te ekstremalne wahania. Mechanizm zwany „redispatch“ jest formą zabezpieczenia, która opiera się głównie na magazynowaniu energii wytwarzanej w elektrowniach konwencjonalnych. W Austrii, tak jak w wielu innych krajach regionu, nie udało się jednak zainstalować efektywnych metod magazynowania energii elektrycznej.

Udany „redispatch” gwarantują tu więc wyłącznie elektrownie gazowe, tym bardziej że kraj ten nie korzysta już z węgla, ani nie zbudował nigdy elektrowni jądrowych.

– Mamy poważny problem. Obecnie stabilizujemy system elektroenergetyczny, włączając elektrownie gazowe – powiedział Gerhard Christiner, członek zarządu Austrian Power Grid (APG). – To tak, jakbyśmy mieli nowoczesny samochód elektryczny i musieli zamontować silnik benzynowy, który wspiera nas podczas jazdy. To nie tylko groteskowe, ale też drogie. W tym roku koszty tego mechanizmu wyniosą blisko 100 milionów euro. Tyle będzie kosztować utrzymanie i prowadzenie elektrowni gazowych. Wzrost energii ze źródeł odnawialnych bez rozbudowy sieci jest więc niezwykle trudny do przeprowadzenia.

Orkan uszkodził sieci bardziej niż nawałnice

Foto: energia.rp.pl

Do APG należą sieci przesyłowe o łącznej długości sięgającej prawie 7000 km. Z tego 2583 km to linie wysokiego napięcia 380 kV, 3206 km – linie 22 kV, a 1176 km – 110 kV.

Już w lipcu br. wskazywano na poważne trudności w systemie energetycznym spowodowane głównie przez wzrost wkładu energii ze słońca i wiatru. Gazeta „Wiener Zeitung” komentowała, że problemy zaczęły się szczególnie nawarstwiać wraz ze spadkiem zapotrzebowania na prąd, spowodowanym koronawirusem. W drugim kwartale br. konsumpcja elektryczności zmniejszyła się o blisko 10 proc. Konsekwencją była znaczna nadpodaż prądu na krajowej giełdzie, co doprowadziło do spadku cen hurtowych o 40–50 proc. Ceny dotknęły dna na poziomie 20 euro za 1 MWh.

Dla konwencjonalnych elektrowni, które generują wyższe koszty stałe od OZE, w okresie marzec–czerwiec oznaczało to ograniczenie lub całkowite zatrzymanie wytwarzania prądu. Te okoliczności znacznie pomogły austriackim OZE w prawie całkowitym opanowaniu rynku prądu.

Nie jest to w gruncie rzeczy niczym złym i może być interpretowane jako kolosalny sukces austriackiej polityki energetycznej i klimatycznej. Problemem są jednak uwarunkowania geograficzne. Prawie prostokątna forma granic tego kraju sprawia, że większość transportu towarów, ale także prądu, odbywa się na osi wschód–zachód.

The Wasserfallboden lake and the Mooserboden lake stand in this aerial photograph taken at the Verbund AG Moosersperre Dam in Kaprun, Austria/Bloomberg

Foto: energia.rp.pl

– We wschodniej części Austrii praca elektrowni konwencjonalnych została już całkowicie wstrzymana – mówił Gerhard Christiner dla „Wiener Zeitung”.

Wschodnia część Austrii, do której należy także Wiedeń, w ostatnich miesiącach i tygodniach szczególnie cierpiała na niedobór prądu z produkcji krajowej. Gdy spadał poziom produkcji z OZE, prąd musiał być przesyłany z zachodu, gdzie niekiedy dochodziło dodatkowo do przesilenia sieci, która była wtedy już obciążona zaopatrywaniem w prąd regionów zachodnich. Stare, liczące niekiedy 70 lat linie energetyczne są coraz mniej wydajne i nie są w stanie wytrzymać dodatkowego obciążenia. Austriackie czasopismo branżowe „Industriemagazin” zacytowało Christinera, który miał powiedzieć, że lepiej byłoby tymczasowo wstrzymać lub nawet odmówić podłączenia do sieci nowych farm wiatrowych, niż narażać się na ryzyko wyłączeń prądu.