BLOG

Wprowadzenie

Metodologia F-LCOE zaproponowana przez IRENA jest kokiem w dobrą stronę czarowników OZE, a jeżeli dokonacie heroicznego wysiłku intelektualnego to przy rozwiniętej nadwzroczności dostrzeżecie cień, cienia jej użyteczności jako wskaźnika inwestorskiego dla projektów hybrydowych OZE + magazyn. Dlaczego nie? Byleby to nie były Wasze własne pieniądze…

Trzymając się jednak twardej misji zawodowej energetyki trzeba jasno stwierdzić, że nie jest on jednak w żadnym wypadku pełną miarą kosztu niezawodnego systemu elektroenergetycznego.

Najbezpieczniej możecie go interpretować ją jako projektowy wskaźnik kosztu przekształcenia zmiennego profilu generacji w zadany teoretyczny i całkowicie płaski profil dostawy przy określonym poziomie pokrycia zapotrzebowania.

Ciekawe? Być może, ale przypomniało mi się co powiedział kołchoźnik, który pierwszy raz w ZOO zobaczył żyrafę, lekko chwiejąc się na nogach:

Ja to chrzanię!. Takie zwierzęta nie istnieją…

Miłej lektury!

1. Zakres i sens metodologii F-LCOE

IRENA definiuje firm renewable power jako energię dostarczaną przez kombinację źródeł odnawialnych i magazynowania, która spełnia określony udział zapotrzebowania w sposób ciągły, w ujęciu godzinowym.

Wskaźnik F-LCOE jest zatem próbą odpowiedzi na pytanie, ile kosztuje dostarczenie bardziej stabilnego profilu energii z technologii zmiennych, takich jak fotowoltaika i wiatr.

Kluczowe jest jednak to, że IRENA wyraźnie lokuje analizę na poziomie aktywa lub projektu, a nie na poziomie całego systemu elektroenergetycznego. Niezawodność jest tu zdefiniowana jako udział rocznego płaskiego zapotrzebowania pokryty przez daną konfigurację OZE + BESS, a nie jako operatorska zdolność systemu do pokrycia obciążenia w warunkach awarii, ekstremów pogodowych i ograniczeń sieciowych.

W jakim celu - pozostaje to słodką tajemnicą Autorów.

2. Co jest wartością dodaną proponowanego podejścia

2.1. Wychodzi poza klasyczne LCOE

Największą zaletą F-LCOE jest odejście od naiwnego porównywania samego LCOE fotowoltaiki lub wiatru z LCOE elektrowni dyspozycyjnych. Klasyczne LCOE mówi, ile kosztuje megawatogodzina wyprodukowana przez instalację, ale nie mówi, czy ta megawatogodzina pojawia się wtedy, kiedy odbiorca jej potrzebuje.

W podróżach za kierownicą mijając przesyłowe linie energetyczne często myślę o cichych bohaterach z Krajowej Dyspozycji Mocy (tak! Mocy), czyli centralnej służbie dyspozytorskiej Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A.

Wielu z Was być może nie uświadamia sobie ich istnienia, ale to właśnie Ci profesjonaliści wykonują trudną do przecenienia zadania w zakresie bieżącego prowadzenia pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Zawdzięczamy im przede wszystkim to, że dowolnym punkcie systemu Moc jest z nami - 365/7/24. Oczywiście za pośrednictwem OSD. W sposób gwarantowany.

To ważne, bo Autorzy publikacji IRENA dokonując pewnego intelektualnego wymyku pod tytułem F-LCOE sugerują nam, że może niekoniecznie musimy mieć tę moc w sposób ciągły - czytaj energię w naszych domach. Wybaczcie, jeżeli pisze o oczywistości.

Oczywiście, być może jest to pewna skaza charakterologiczna, a być może niczym nieuzasadniona eskalacja oczekiwań - ale wyznam z ręką na sercu, że stały prąd w gniazdku i możliwość odbioru z niego uzgodnionej mocy traktuje jako miły element stabilizujący poczucie codziennego szczęścia. Egzotyka?

Faktem jest, że F-LCOE metodologicznie robi krok do przodu doliczają koszt magazynowania, przewymiarowania generacji oraz komplementarności różnych źródeł pogodozależnych.

Dzięki temu pokazuje, że tania energia zmienna nie jest tym samym, co tania energia dostępna w sposób ciągły. Pisze to bez cienia ironii, bo uważam że to duży krok w rozwoju intelektualnym wyznawców nieskrępowanego rozrostu OZE w systemach paliwowo-energetycznych.

2.2. Pokazuje nieliniowy koszt ostatnich procentów niezawodności

Bardzo wartościowy jest wniosek, że przejście z poziomu 80-90% pokrycia do 95-99% pokrycia nie jest liniowe. Każdy kolejny procent wymaga nieproporcjonalnie większego magazynu albo przewymiarowania źródła.

W przykładzie referencyjnym dla Las Vegas raport pokazuje, że dla 95% niezawodności konfiguracja PV + BESS + overbuild wymaga około 592 MWh magazynu oraz około 62 MW dodatkowej mocy PV, przy F-LCOE rzędu 113 USD/MWh wobec bazowego LCOE około 43,5 USD/MWh.

To dobrze obrazuje zjawisko, które praktycznie można nazwać ścianą kosztową magazynowania krótkoterminowego. Czujcie się ostrzeżeni. Obrazek poniżej.

2.3. Jest przejrzysta i porównywalna

Model jest zbudowany jako optymalizacja najtańszej konfiguracji technicznej dla danej lokalizacji, technologii, profilu pogody i celu pokrycia. W tym sensie metodologia ma istotną wartość porównawczą. Pozwala zestawiać lokalizacje, technologie i trajektorie kosztowe według jednolitej reguły rachunkowej

3. Główne słabości metodologiczne okiem inżyniera systemowego

3.1. Płaski profil zapotrzebowania jest założeniem sztucznym

IRENA zakłada stałe zapotrzebowanie godzinowe przez cały rok. To upraszcza rachunek i wzmacnia porównywalność, ale słabo odpowiada realnym systemom. W praktyce odbiorcy mają profile dobowe, tygodniowe, sezonowe, przemysłowe i temperaturowe. Nawet centra danych nie są idealnym odpowiednikiem płaskiej taśmy energetycznej systemu.

W konsekwencji F-LCOE nie mówi dokładnie, ile kosztuje zasilenie realnego odbiorcy. Mówi raczej, ile kosztuje przekształcenie profilu PV lub wiatru w abstrakcyjny, równy profil dostawy. Intelektualnie ciekawe - a użytecznie? No cóż oceńcie sami.

3.2. Uwaga pułapka terminologiczna - reliability w F-LCOE nie jest niezawodnością systemową

Sformułowałbym to jako najpoważniejszy zarzut. Nie możemy ścisłemu językowi energetyki kręcić wora - jak mówili na podwórku moi koledzy jak przed chwilą wyszłi ze więźnia.

W klasycznej elektroenergetyce niezawodność oznacza zdolność systemu do pokrycia zapotrzebowania w krytycznych godzinach, z uwzględnieniem mocy dyspozycyjnej, rezerw, awarii, ograniczeń sieciowych i bezpieczeństwa pracy. Przede wszystkim stabilności systemu.

W F-LCOE 95% oznacza natomiast, że w skali roku energia dostarczona z konfiguracji OZE + BESS pokrywa 95% płaskiego zapotrzebowania.

To nie mówi wystarczająco precyzyjnie, kiedy przypada brakujące 5%. Może to być rozproszone po roku, ale może też koncentrować się w okresach krytycznych: zimowe wieczory, Dunkelflaute, niska generacja wiatru i PV oraz wysoki popyt - na przykład przez systemy HVAC w ekstremalnie upalne dni. I nie jest to teoretyczne.

3.3. Brak pełnego kosztu brakujących 5% energii

Jeżeli model zakłada 95% pokrycia, to pozostałe 5% musi zostać pokryte przez inne technologie pewnej generacji: gaz, diesel, hydro, import, redukcję popytu, magazyny długoterminowe (gdybyśmy takie mieli - na przykład w gigantycznych elektrowniach szczytowo-pompowych - no może trochę popłynąłem w tej fantazji)

F-LCOE na poziomie 95% nie dolicza pełnego kosztu tej brakującej warstwy pewności działania systemu.

To bardzo istotne, ponieważ właśnie te godziny mogą być najdroższe i najbardziej krytyczne. W systemie elektroenergetycznym koszt ostatnich kilku procent niezawodności jest często nieproporcjonalnie wysoki.

Poprawne porównanie powinno obejmować: koszt 95% energii z OZE + BESS, koszt rezerwy dla brakujących godzin, koszt sieci, koszt usług systemowych oraz koszt ryzyka niedostarczenia energii.

Oczywiście nie odmawiam Autorom raportu fanu z wynajdowania koła powtórnie (VLCOE, VALCOE, sLCOE) - ale też nie widzę tutaj pola do jakiejś nadmiernej ekscytacji. Za duży chłód w uczuciach?

3.4. Jeden rok pogodowy to za mało

Raport IRENA wskazuje, że profile generacji dla potrzeb kalkulacji F-LCOE (Firm Levelised Cost of Electricity, czyli uśrednionego kosztu energii elektrycznej po „utwardzeniu” profilu dostawy) zostały przyjęte na podstawie pojedynczego reprezentatywnego roku historycznego. Autorzy raportu sami zastrzegają, że zastosowanie wielu lat pogodowych byłoby podejściem bardziej rygorystycznym, zwłaszcza przy testowaniu długotrwałych okresów niskiej generacji. Wskazują również, że powinno się to robić zawsze wtedy, gdy ocenie podlega konkretna lokalizacja inwestycyjna. Słusznie.

To zastrzeżenie ma charakter fundamentalny. W przypadku źródeł zależnych od pogody pojedynczy rok meteorologiczny nie jest neutralną próbą statystyczną.

Może on nie zawierać najważniejszych zdarzeń krytycznych: długiej ciszy wiatrowej, okresów wielodniowego zachmurzenia, zimowych epizodów niskiej generacji fotowoltaicznej, jednoczesnego wysokiego zapotrzebowania na energię oraz ograniczonej dostępności importu. Byłoby naszą skrajną nieodpowiedzialnością jako inżynierów, gdybyśmy projektowali system elektroenergetyczny na „rok przeciętny”, ponieważ o bezpieczeństwie dostaw decydują nie średnie warunki pogodowe, lecz rzadkie, długotrwałe i skorelowane zdarzenia ekstremalne.Właśnie przed nimi musimy zabezpieczać nasze kraje.

Problem ten jest dobrze rozpoznany w profesjonalnej literaturze naukowej.

Shaner i współautorzy, analizując 36 lat godzinowych danych pogodowych dla Stanów Zjednoczonych, pokazali, że współzmienność generacji słonecznej i wiatrowej ujawnia się dopiero w długich szeregach czasowych, obejmujących wieloletnią zmienność pogody. Ich praca dowodzi, że nawet przy dużej skali geograficznej istnieją geofizyczne ograniczenia niezawodności systemów opartych głównie na wietrze i słońcu. Innymi słowy, problem nie polega wyłącznie na dobowej zmienności produkcji, lecz także na wielodniowych i sezonowych niedoborach zasobu.

Podobny wniosek formułują Tong i współautorzy w pracy opublikowanej w Nature Communications.

Autorzy analizowali 39 lat godzinowych danych pogodowych dla 42 krajów i wykazali, że nawet bardzo rozbudowane systemy wiatrowo-słoneczne, przy założeniu doskonałej transmisji i rocznej produkcji równej rocznemu zapotrzebowaniu, mogą pozostawiać setki godzin niedoboru energii rocznie. Dodanie krótkoterminowego magazynowania poprawia wynik, ale nie eliminuje problemu wielodniowych deficytów.

Dla Europy szczególne znaczenie mają okresy Dunkelflaute, czyli epizody jednoczesnej niskiej generacji wiatrowej i słonecznej. Nie są one drobną anomalią statystyczną, lecz zdarzeniem systemowym. Kittel i Schill w pracy opublikowanej w Communications Earth & Environment analizują europejskie „susze energii odnawialnej” na podstawie 38 historycznych lat pogodowych. Bardzo sobie cenię, rzetelność tej publikacji. Nota bene obaj autorzy są mi bliscy jako zwolennicy energetyki odnawialnej - o ile znajdziemy dla niej właściwe miejsce w KSE (lub poza nim).

Porzucając dygresje w cytowanej publikacji pokazano, że charakterystyka takich zdarzeń - ich długość, częstotliwość i dotkliwość - silnie zależy od przyjętego progu definicyjnego. To moim zdanie definitywnie podważa użyteczność prostych analiz opartych na jednym progu lub jednym roku pogodowym.

Jeszcze bardziej istotne są wyniki Kittela, Rotha i Schilla dotyczące systemowych konsekwencji Dunkelflaute w Europie. Autorzy, wykorzystując 36 historycznych lat pogodowych, wskazują, że ekstremalne epizody niskiej generacji definiują zapotrzebowanie na z lekka ekstremalne długoterminowe magazynowanie energii - gdybyście się Państwo zgodzili, że użyje w tym miejscu takiego eufemizmu….

W ich analizie najbardziej wymagający epizod wystąpił zimą 1996/1997. Przy założeniu realistycznego poziomu połączeń transgranicznych europejski system wymagałby około 351 TWh długoterminowego magazynowania, czyli około 7% rocznego zapotrzebowania na energię elektryczną. Nawet przy skrajnie korzystnym założeniu nieograniczonego bilansowania geograficznego pozostawałaby potrzeba około 159 TWh magazynowania. Czy mogę mieć pewność, że ta liczba rozpaliła Państwa techniczną wyobraźnię?

Wniosek metodologiczny jest bardzo poważny. Jeżeli model F-LCOE opiera się na jednym reprezentatywnym roku pogodowym, to może poprawnie zilustrować mechanikę kalkulacji, ale nie może być w żadnym wypadki traktowany jako wystarczająca podstawa do oceny odporności systemu. Taki model z definicji pomija zdarzenia rzadkie, lecz decydujące dla kosztu i wymiarowania rezerwy. W realniej energetyce to właśnie te zdarzenia kształtują nam zapotrzebowanie na źródła dyspozycyjne, magazyny długoterminowe, import, redukcję popytu oraz usługi systemowe.

Ten problem potwierdzają również badania dotyczące wpływu wyboru roku pogodowego na modele rozwoju mocy wytwórczych. Pecora, Rhodes i Webber pokazują, że systemy projektowane na podstawie pojedynczego roku pogodowego prowadzą do dużych różnic w wynikach dotyczących mocy OZE, magazynów i źródeł dyspozycyjnych. Napiszę rzecz oczywistą - ale systemy optymalizowane na wielu latach pogodowych są wymiarowo bardziej odporne na zmienność klimatyczną, ale wymagają nieprawdopodobnie wysokich nakładów. Zarówno inwestycyjnych, jak i operacyjnych.

Czcigodni! Pozostawcie zatem zachwyt płytkim lobbystom. Z perspektywy Polski i Europy Środkowej problem jest jeszcze ostrzejszy niż w regionach o łagodniejszych profilach sezonowych (np. Grecja lub Hiszpania). Zimą fotowoltaika ma niską produktywność, zapotrzebowanie na energię i ciepło rośnie, a długotrwałe układy wyżowe mogą ograniczać produkcję wiatrową w szerokim obszarze geograficznym. W takich warunkach uśredniony, jednoroczny profil pogodowy może znacząco zaniżać koszt osiągnięcia rzeczywistej niezawodności. Dotyczy to zwłaszcza kalkulacji opartych na krótkoterminowych magazynach litowo-jonowych, które dobrze przesuwają energię w skali godzin, ale nie rozwiązują problemu wielodniowego lub sezonowego deficytu.

Dlatego poprawna metodologia powinna obejmować co najmniej:

1. wieloletnie szeregi godzinowe dla wiatru, nasłonecznienia, temperatury i zapotrzebowania;

2. scenariusze stresowe obejmujące historyczne epizody Dunkelflaute;

3. analizę korelacji przestrzennej niskiej generacji w wielu krajach jednocześnie;

4. oddzielne modelowanie magazynowania krótkoterminowego i długoterminowego;

5. ocenę kosztu niedostarczonej energii, a nie tylko kosztu energii dostarczonej;

6. porównanie wyników dla roku przeciętnego, roku trudnego i roku ekstremalnego.

W konsekwencji należy stwierdzić, że jednoroczna kalkulacja F-LCOE niewykluczone, że jest użyteczna jako narzędzie demonstracyjne i porównawcze, ale nie jako pełna metoda projektowania bezpieczeństwa dostaw. W systemach o wysokim udziale źródeł zależnych od pogody rozstrzygające znaczenie mają nie średnie koszty produkcji, lecz koszt przetrwania okresów niedoboru. To właśnie Dunkelflaute, a nie przeciętny dzień produkcyjny, definiuje realną cenę odporności systemu elektroenergetycznego. Mam nadzieję, że pisząc o oczywistościach nie wkurzam zbyt dużego grona Czytelników.

3.5. Czterogodzinny BESS ogranicza sens wniosków

IRENA przyjmuje czterogodzinny litowo-jonowy magazyn energii jako technologię porównawczą. Jest to zrozumiałe rynkowo, bo taki magazyn dobrze odpowiada dzisiejszym projektom utility-scale. Problem polega na tym, że czterogodzinny BESS jest narzędziem przede wszystkim do przesuwania energii w cyklu dobowym.

Taki magazyn dobrze radzi sobie z przesunięciem energii z południa na wieczór. Nie rozwiązuje jednak deficytów wielodniowych, tygodniowych ani sezonowych. Metoda dobrze opisuje intra-day firming, ale znacznie słabiej opisuje multi-day, weekly i seasonal firming. No więc co drogie misie?

3.6. Projekcje kosztowe są scenariuszami, nie prognozami

Wyniki F-LCOE są silnie wrażliwe na CAPEX PV, CAPEX BESS, WACC, koszty przyłączenia, permitting, wymogi lokalnego łańcucha dostaw, podatki i  cła,

Również techniczną degradację baterii oraz ewentualną wymianę komponentów. Dlatego trajektorie kosztowe do 2030 i 2035 roku należy traktować jako scenariusze techniczno-ekonomiczne, a nie jako pewną prognozę rynkową.

Uczciwość publicystyczna nakazuje to jasno podkreślać - powierzchowność w tym przypadku jest hańbiąca dla umysłu inżyniera.

4. Największy problem - koszt profilu to nie koszt mocy pewnej

F-LCOE jest wskaźnikiem kosztu profilowania energii. Nie jest wskaźnikiem kosztu mocy dyspozycyjnej. To fundamentalna różnica.

Elektrownia gazowa, węglowa, jądrowa, wodna albo nawet biomasowa ma określoną zdolność dostarczenia mocy w godzinach krytycznych.

OZE + BESS w modelu F-LCOE ma zdolność dostarczenia energii w określonym procencie płaskiego profilu, ale jej korelacja z rzeczywistymi profilami zapotrzebowania na moc jest jakby to powiedzieć - nieco skromna.

Dla zainteresowanych podjąłem próbę zestawienia głównych wskaźników profesjonalnej oceny danej technologii używanych w modelach matematycznych - opisujących zachowania rzeczywistych systemów energetycznych. Wynik zamieściłem w pierwszym komentarzu.

5. Ocena porównań z paliwami kopalnymi

Porównanie F-LCOE z LCOE nowych elektrowni gazowych lub węglowych może mieć sens wyłącznie jako orientacyjne porównanie kosztu wytwarzania energii - ale porównanie te jest w swej istocie niedorzeczne. Porównujemy energię o gwarantowanej dostawie z obietnicą o dostawy o zadanym prawdopodobieństwie.

Zatem nie powinno być jednak traktowane jako dowód, że PV, wiatr i czterogodzinny BESS zapewniają tę samą usługę systemową, co elektrownia dyspozycyjna.

Powody są zasadnicze:

1.    F-LCOE 95% nie obejmuje pełnego kosztu pozostałych 5% zapotrzebowania.

2.    Nie obejmuje pełnej wartości mocy w godzinach szczytowych.

3.    Nie wycenia kompletnie usług systemowych, takich jak regulacja częstotliwości, rezerwa, black start, napięcie i inercja.

4.    Nie obejmuje pełnych kosztów sieciowych i przesyłowych.

5.    Nie uwzględnia w pełni korelacji pogodowej na poziomie całego systemu.

6.    Nie rozwiązuje sezonowego bilansu energii.

Z drugiej strony klasyczne LCOE źródeł kopalnych także bywa niepełne, ponieważ nie uwzględnia w pełni sztucznych bo sztucznych - ale jednak ryzyk regulacyjnych. Nie zmienia to jednak faktu, że proste zrównanie F-LCOE 95% z kosztem mocy pewnej jest metodologicznie całkowicie nieuprawnione.

6. Jak należałoby poprawić metodologię

6.1. Wieloletnie profile pogodowe

Analiza powinna bazować nie na jednym roku, lecz na co najmniej 10-30 latach danych godzinowych. Dodatkowo należałoby modelować scenariusze stresowe: rok słabego wiatru, zimę z długą Dunkelflaute, korelację niskiej generacji w kilku regionach, ekstremalne temperatury i wysokie zapotrzebowanie.Nie da się uciec tutaj od zastosowań modeli typu operatorskiego. Trudne, żmudne i kosztowne z punktu widzenia zbierania i walidacji danych.

6.2. Realne profile popytu

Zamiast jednego płaskiego profilu należy liczyć osobno profil centrum danych, przemysłu o produkcji ciągłej, miasta, krajowego systemu elektroenergetycznego, profilu zimowego z ogrzewaniem elektrycznym oraz przemysłu zmianowego, itp. Zastosowane uproszczenie nie wnosi moim zdaniem większej wartości poznawczej odnosząc się do dość abstrakcyjnych założeń.

6.3. Rozdzielenie energii i mocy - mimo całej sympatii do OZE może jednak unikajmy absurdu…

Wynik powinien pokazywać nie tylko USD/MWh, lecz także koszt energii, koszt mocy gwarantowanej, ELCC portfela, EENS, LOLE oraz koszt brakujących godzin.

6.4. Doliczenie technologii domykających

Dla poziomów 95%, 99% i 99,9% należy doliczyć koszt magazynów długoterminowych, elektrowni gazowej lub biogazowej w rezerwie, importu, redukcji popytu, wodoru, magazynu sezonowego, istniejącej sieci i rezerw systemowych.

7. Konkluzja

Metodologia F-LCOE jest być może wartościowa jako przybliżony wskaźnik inwestorski dla hybrydowych projektów OZE + magazyn, zwłaszcza w zastosowaniach w lokalizacjach wyspowych, w warunkach ograniczonego przyłączenia do sieci oraz dla dużych odbiorców przemysłowych.

Jednak używany jako dowód, że fotowoltaika, wiatr i czterogodzinne baterie są pełnym substytutem elektrowni dyspozycyjnych w systemie elektroenergetycznym ocierają się o rozum z dramatycznie niewłaściwej strony.

I w żadnym przypadku nie powinniśmy szerzyć dezinformacji w tym zakresie - zwłaszcza w przestrzeni publicznej.

Źródło: IRENA (2026), 24/7 Renewables: The economics of firm solar and wind, International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi. Dokument wykorzystany jako podstawa analizy metodologii F-LCOE.