Iako će se situacije znatno razlikovati od zemlje do zemlje u pogledu raspoloživosti domaćih resursa (hidroenergija, solarno zračenje, brzina vetra), očekuje se da će obnovljivi izvori energije biti „mejnstrim“ do 2030. godine u čitavoj Evropi. Scenariji dekarbonizacije pretpostavlja udeo OIE u 2030. godinu od 48% u bruto potrošnji u Evropi i 50% u Jugoistočnoj Evropi.
Godišnji miks električne energije u JIE
Najvažniju promenu u regionu predstavlja nagli pad udela proizvodnje na bazi uglja i lignita. U poređenju sa 2017. godinom, manje od polovine ukupne proizvodnje iz ovih goriva ostaće u sistemu do 2030. godine. To će biti nadoknađeno povećanjem proizvodnje obnovljivih izvora energije od 20 TWh, proizvodnje prirodnog gasa (25 TWh) i nuklarne proizvodnje (11 TWh). Region će se prebaciti sa pozicije neto izvoznika na neto uvoznu poziciju, ali godišnji opseg neto uvoza ostaće relativno mali – 6,8%.
Miks kapaciteta značajno se menja u scenariju dekarbonizacije, premeštajući se od kapaciteta zasnovanih na fosilnim gorivima prema obnovljivim kapacitetima. Promene su vođene pre svega rastom troškova ugljenika u zemljama EU i smanjenjem troškova obnovljivih tehnologija. Iako se pretpostavlja da će zemlje Zapadnog Balkana postaviti cene ugljenika tek od 2030. godine, u scenariju je u regionu Jugoistočne Evrope instalirano samo 1.500 MW novih proizvodnih kapaciteta na fosilna goriva zbog pretpostavljenog ekonomskog okruženja: povećanje cena ugljenika na drugim mestima, rast cena uglja i prirodnog gasa i pogoršavanje stope iskorišćenja fosilnih goriva.
Dugoročno, proizvodnja na bazi lignita i uglja neće biti u stanju da dostigne potrebne nivoe iskorišćenja, potrebne za pokrivanje sve većih troškova investicija i ispunjavanje viših standarda za emisije utvrđenih novim evropskim zakonodavstvom. Na nivou država, Bosna i Hercegovina, Bugarska, Kosovo, Severna Makedonija, Crna Gora i Srbija postaće neto uvoznici električne energije usled snažnog pada generacije na bazi uglja i lignita i manjeg rast proizvodnje OIE. U međuvremenu, neto izvozne pozicije Grčke i Rumunije će se osnažiti, jer će pad proizvodnje uglja i lignita biti više nego proporacionalno kompenzovan proizvodnjom prirodnog gasa i OIE.
Uticaj OIE na konvencionalne elektrane
I u Evropi i u regionu Jugoistočne Evrope scenario za 2030. godinu pokazuje fleksibilnije korišćenje elektrana, zasnovano na povećanju broja startapova po jedinici. To je posledica manjeg korišćenja konvencionalnih elektrana zbog povećane proizvodnje promenljivih OIE i pogoršanja ekonomskih performansi postrojenja na ugalj i lignit. Rast troškova za fosilna goriva, cene ugljenika i sve veći troškovi investicija stavljaju postrojenja na fosilna goriva na kraju „krive redosleda zasluga“, što rezultira manjim brojem radnih sati. Ovaj uticaj je dodatno pojačan rastućom proizvodnjom PV i vetra, koji imaju nulte troškove, zbog čega će „efekat redosleda zasluga“ izbaciti sve više i više postrojenja na fosilna goriva iz proizvodne baze. Iako će se broj startapova povećati, ukupni troškovi pokretanja kao udeo varijabilnih troškova proizvodnje će do 2030. iznositi samo 1% i u EU i u JIE.
U isto vreme, stepen korišćenja različitih tipova elektrana značajno će se promeniti do 2030. godine, pri čemu će se upotreba postrojenja na prirodni gas popeti na 40% sa 7,5% u 2017. godini. Očekuje se da će korišćenje postrojenja sa pogonom na lignit u Evropi i regionu Jugoistočne Evrope pasti sa 81% na oko 68%, usled pogoršanja ekonomskih performansi i smanjenog operativnog rada.
Najvažnija promena između 2017. i 2030. godine jeste da će više elektrana raditi u režimu „vršnog opterećenja“: elektrane na prirodni gas sa niskim prosečnim godišnjim stepenom korišćenja i velikim brojem pokretanja (do 35 puta godišnje). Poređenja radi, najveći broj modeliranih startapova za date jedinice u 2017. godini bio je manji od 20 u jugoistočnoj Evropi. Do 2030. godine, više od polovine jedinica na gas aktivno će učestvovati na tržištu unutar dana i balansnom tržišu. Struktura korišćenja postrojenja koja koriste ugalj, lignit i HFO-LFO takođe će se promeniti do 2030. godine – sve više će raditi u režimu „fleksibilnih usluga“. Ovo potvrđuje njihovu izmenjenu ulogu i obrazac korišćenja u budućem elektroenergetskom sistemu: u većoj meri obezbeđivaće balansiranje sistema i fleksibilne usluge i obezbeđivaće veći deo svojih prihoda na kratkoročnim tržištima električne energije, umesto od bazne energije koja se prodaje na dan unapred tržištu i tržištu fjučersa.
Ograničenja prenosne mreže i smanjenje proizvodnje OIE
Model ima mogućnost smanjenja generacije vOIE proizvođača (promenljivi OIE: PV i vetrogeneratori) ako je to neophodno za stabilnost sistema, kada se interkonektori u potpunosti koriste i ne postoje fizičke mogućnosti za izvoz viška proizvodnje. U Evropi, smanjenje proizvodnje neće biti veće od 500 GWh godišnje u 2030. godini i ostaće nula u regionu JIE. Glavni razlozi za nizak nivo smanjenja vOIE su dostupnost hidroenergetskih resursa u regionu koji mogu udovoljiti potrebama fleksibilnosti u elektroenergetskom sistemu, dostupnost interkonekcija koje nude potencijal fleksibilnosti kroz uvoz i izvoz i niska korelacija između OIE fid-in-a duž granica.
Proizvodnja PV-a je u visokoj korelaciji u regionu, sa koeficijentima korelacije koji se kreću od 87% do 100% između zemalja. To je i očekivano, jer je razlika uglavnom uzrokovana dnevnom periodičnošću sunčeve energije. Primećujemo veoma različit obrazac u proizvodnji vetra, koji olakšava integraciju vOIE sistema. U regionu JIE brzine vetra pokazuju slabu korelaciju, krećući se od 11% do 46%. Te prilično niske korelacije sugerišu da generacija vetra ne bi istovremeno dosegla vrhunac u regionu; bila bi disperzovana vremenski i po zemljama u regionu. Takođe sugeriše da bi region sledio drugačiji obrazac proizvodnje vetra od severnoevropskih zemalja, što znači da proizvodnja vetra ne bi dosegla vrhunac u isto vreme u širem regionu Evrope.
Izvor: agora-energiewende.de
