Газові електростанції: пастка на мільярд доларів? Чому величезні системи довгострокового зберігання енергії на акумуляторах зараз є кращим вибором – Зображення: Xpert.Digital
Економія 166 мільйонів євро: дослідження, яке перевертає стратегію Німеччини щодо електростанцій
Таємна перевага газу: чи коштуватиме це політичне рішення споживачам електроенергії мільярди?
Гігантське падіння цін: Чи зроблять великі акумуляторні сховища незабаром нові газові електростанції застарілими?
Німецька енергетична політика стикається з ключовим рішенням, яке має величезне значення: як надійно забезпечити постачання електроенергії в періоди жахливого «похмурого застою» (періоди низького виробництва вітрової та сонячної енергії)? Хоча нинішня стратегія федерального уряду щодо електростанцій переважно спирається на масове будівництво дорогих нових газових електростанцій, викривальний аналіз, проведений відомою консалтинговою фірмою LCP Delta, малює зовсім іншу картину. Цифри доводять це: довгострокове зберігання енергії в акумуляторах, завдяки безпрецедентному падінню цін, більше не є нішевою технологією. У деяких випадках воно значно перевершує газові електростанції, як економічно, так і з точки зору кліматичної політики. Заміна лише двох гігават запланованої газової потужності на зберігання енергії може заощадити до 166 мільйонів євро субсидій щорічно. Тим не менш, нинішня політична структура ринку фактично виключає цю альтернативу через жорстке регулювання. Це глибокий аналіз того, чому політичні вподобання наразі переважають економічну раціональність у виборі технологій – і хто зрештою оплатить рахунки.
Пов'язано з цим:
Довгострокове зберігання енергії в акумуляторах як основа енергетичної безпеки – дешевше, ніж газ?
Коли кіловат-години важливіші за лобіювання: що насправді говорять цифри
Енергетична політика Німеччини стоїть на роздоріжжі далекосяжного значення: чи повинна країна покладатися переважно на нові газові електростанції для створення безпечних потужностей електроенергетики, чи ж довгострокове зберігання енергії в акумуляторах може бути технічно та економічно позиціоноване таким чином, щоб взяти на себе значну частину цього завдання дешевше, гнучкіше та з меншим впливом на клімат? Дослідження відомої британської консалтингової компанії LCP Delta, замовлене розробником акумуляторних накопичувачів енергії Field Energy, надає переконливі цифри з цієї теми у квітні 2026 року. Відповідь не «або газ, або акумулятор», а радше: кожен, хто приймає суто економічне рішення щодо технологій, не може ігнорувати довгострокове зберігання.
Політична база: стратегія Німеччини щодо електростанцій під пильною увагою
15 січня 2026 року Федеральне міністерство економіки та енергетики (BMWE) під керівництвом міністра Катерини Райхе (ХДС) досягло принципової угоди з Європейською комісією щодо ключових пунктів стратегії Німеччини щодо електростанцій. Ключовим елементом цієї угоди є тендерний процес на дванадцять гігават нової диспетчерської потужності у 2026 році, яка має бути підключена до мережі не пізніше 2031 року. Десять із цих дванадцяти гігават підлягають так званому довгостроковому критерію: субсидовані електростанції повинні бути здатні безперервно подавати електроенергію в мережу протягом щонайменше десяти годин – вимога, яку, згідно з сучасним станом технологій, практично можуть виконати лише газові електростанції.
Довгостроковий критерій не застосовується до решти двох гігават. Системи акумуляторного зберігання енергії також можуть брати участь у цих тендерах. Тому міністерство з самого початку усвідомлювало, що його структура тендеру фактично виключає акумуляторне зберігання енергії як технологію для блоку найбільшої потужності. Критики розглядають це не як технічну необхідність, а як політичний попередній відбір на користь природного газу – навіть у той час, коли динаміка вартості технологій зберігання енергії принципово змінилася на користь акумуляторів.
Спочатку німецький уряд мав на меті побудувати 20 гігават нових газових електростанцій до 2030 року. Після переговорів з Брюсселем цю ціль було зменшено до дванадцяти гігават. Однак коаліційна угода та політичний імідж уряду демонструють, що перевага газовим електростанціям, що працюють на водні, ґрунтується не лише на технічних міркуваннях, а й на промисловій політиці та стратегічних факторах – як місток до водневої економіки та як контрзахід політично небезпечному наративу про нестабільність поставок у періоди низького виробництва вітрової та сонячної енергії.
Дослідження LCP Delta: методологія, клієнт та обсяг
На цьому політичному тлі дослідження LCP Delta виглядає як цілеспрямоване втручання в глухий кут дискусії. Аналітики змоделювали еталонний сценарій, що включає вісім гігават потужності нової газової електростанції, два гігавати довгострокового зберігання енергії в акумуляторах та два гігавати звичайного короткострокового зберігання енергії в акумуляторах. Цей сценарій дозволяє провести пряме порівняння системи та ставить питання про те, що станеться, коли два гігавати газу будуть замінені еквівалентним довгостроковим зберіганням енергії – при збереженні того ж рівня безпеки постачання.
Дослідження було замовлено Field Energy, британським розробником акумуляторних накопичувачів енергії з портфелем потужністю понад одинадцять гігават у Європі. Компанія має чіткий комерційний інтерес у широкому впровадженні довгострокового зберігання енергії, тому результати слід інтерпретувати з урахуванням цього. Сама LCP Delta прозоро визнає це. Однак дані про витрати, що використовуються, базуються не на теоретичних оцінках аналітиків, а на фактичних витратах клієнта на будівництво, що підвищує реалістичність цифр, але також обмежує їх узагальнюваність для всього ринку.
Щодо обсягу аналізу: LCP Delta є однією з найшанованіших консалтингових компаній з питань енергетичного ринку в Європі. Раніше фірма отримувала замовлення від Міністерства енергетичної безпеки та нульових викидів Великої Британії (DESNZ) на проведення аналогічного моделювання для британської енергосистеми. Тому методологічна якість цього звіту не може бути поставлена під сумнів виключно на підставі запиту клієнта.
Основна проблема: що насправді означає безпека постачання?
Термін «безпека постачання» часто служить у публічних дебатах політичним евфемізмом для широкого спектру різних ризиків, які необхідно аналітично чітко розмежувати. У німецькому контексті домінує сценарій так званого «темного застою» – погодна картина, за якої як вітрова енергетика, так і фотоелектричні установки виробляють нижче середнього рівня протягом кількох днів, тоді як попит на електроенергію є високим. Ці ситуації є реальними, статистично вимірними та фактично вимагають контрольованих потужностей.
Дослідницький центр енергетичної економіки (FfE) підрахував для газети Handelsblatt, що Німеччині потрібно буде збільшити потужність затверджених наразі проектів зберігання енергії у 20-40 разів, щоб повністю подолати періоди низького виробництва енергії вітру та сонця, використовуючи лише акумуляторні накопичувачі. Ця цифра звучить драматично – і з певної точки зору, такою є. Однак вона відповідає на неправильне запитання, оскільки жоден учасник ринку не стверджує, що одні лише акумуляторні накопичувачі, без будь-якого іншого джерела гнучкості, можуть або повинні повністю подолати всі періоди низького виробництва енергії вітру та сонця.
Більш реалістичне питання звучить так: у системі, яка поєднує газ, зберігання, імпорт, біогаз, реагування на попит і, в майбутньому, водень, яку частину запланованого будівництва нових газових електростанцій можна було б більш економічно ефективно замінити довгостроковим зберіганням, не ставлячи під загрозу безпеку системи? І саме на це питання відповідає LCP Delta: два гігавати можна повністю замінити з тим самим рівнем безпеки та значно нижчими витратами.
Німецька асоціація галузей нової енергетики (BNE) наголошує, що Німеччина вже надійно справляється з періодами низького виробництва вітрової та сонячної енергії, маючи близько 60 відсотків відновлюваної електроенергії та європейську мережу. Таким чином, мережа не є ізольованим національним островом, залежним від одного типу електростанції, а динамічною, взаємопов'язаною європейською системою. Ця системна інтеграція часто недооцінюється в багатьох дебатах.
Порівняння економічної системи: 31 євро проти 102 євро за кіловат
Основою дослідження LCP Delta є порівняння потреб у фінансуванні обох технологій. Згідно з моделлю, середньорічна потреба у фінансуванні для довгострокової системи акумуляторного зберігання з десятигодинною ємністю становить 31 євро за кіловат. З іншого боку, порівнянна електростанція з комбінованим циклом газотурбінних установок (CCGT) вимагає 102 євро за кіловат – більш ніж утричі більше.
Цей разючий розрив не є ізольованим результатом, а відповідає фундаментальному зрушенню у вартості на світових технологічних ринках. BloombergNEF у своєму щорічному звіті про LCOE за 2025 рік задокументував, що базова вирівняна вартість електроенергії (LCOE) для проекту чотиригодинного акумуляторного накопичення енергії впала на 27 відсотків до 78 доларів за мегават-годину – історично низький показник з моменту початку збору даних BNEF у 2009 році. Водночас LCOE для нових газових електростанцій злетіла до історичного максимуму в 102 долари за мегават-годину – через стрімке зростання попиту на турбіни в результаті буму центрів обробки даних.
Вартість готових до використання стаціонарних систем акумуляторного зберігання енергії знизилася ще на 31 відсоток з 2024 по 2025 рік, досягнувши 117 доларів за кіловат-годину, згідно зі звітом Volta Battery Report 2025, який базується на даних BloombergNEF, – це зниження майже на 70 відсотків з 2022 року. У Китаї вартість у 2025 році була ще нижчою – лише 63 долари за кіловат-годину порівняно зі 120 доларами в Європі. Ця географічна розбіжність у вартості є значною з точки зору енергетичної політики, оскільки вона показує, що хоча європейські проекти дорожчі, вони вже конкурентоспроможні, і розрив зменшується.
Щодо домашніх систем накопичення енергії на німецькому ринку, ціни на акумулятори LFP (літій-залізо-фосфатні) впали з 850 євро до приблизно 440 євро за кіловат-годину між 2022 і 2026 роками. За даними Aurora Energy Research, встановлена потужність акумуляторів у Європі зросла з менш ніж десяти до понад 17 гігават між 2024 і 2025 роками; подальше збільшення до понад 80 гігават прогнозується до 2030 року, причому Німеччина вважається європейським лідером.
Таким чином, перевага акумуляторів у вартості не є знімком перехідної фази, а радше вираженням структурної тенденції: надлишкові потужності у виробництві елементів у Китаї, зростання конкуренції між виробниками, впровадження економічно ефективної хімії LFP та постійне вдосконалення конструкції систем невблаганно призводять до зниження цін. Газові електростанції, з іншого боку, не мають порівнянної кривої навчання: жорсткі ланцюги поставок турбін, волатильність сировини та структурно високий попит з боку енергетичного сектору роблять нові газові електростанції структурно дорожчими.
Системні витрати та економія споживачів: рівняння 166 мільйонів євро
Якби лише два гігавати запланованої потужності газової електростанції було замінено еквівалентним довгостроковим акумуляторним накопиченням енергії, LCP Delta підрахувала, що щорічно можна було б заощадити до 166 мільйонів євро субсидій – за умови однакової безпеки постачання. Ця економія зрештою принесла б користь споживачам електроенергії, оскільки механізми потужності завжди перекладають свої витрати на кінцевих споживачів через мережеві збори або збори.
Ще більш вражаючою є сукупна економія системних витрат протягом життєвого циклу проєкту: одна акумуляторна електростанція потужністю 100 мегават досягає чистої економії системних витрат близько 270 мільйонів євро між 2031 і 2050 роками, що є результатом зниження витрат на паливо, викиди CO₂ та імпорт. Порівнянна газова електростанція досягає економії системних витрат лише на 70 мільйонів євро за той самий період – менше третини. Ця різниця зумовлена не лише нижчими капітальними витратами на акумулятор, але й вищим коефіцієнтом його використання: на відміну від газових електростанцій, акумуляторні системи зберігання енергії можуть надавати різноманітні ринкові послуги цілий рік і тим самим генерувати вищі доходи.
Згідно з дослідженням Frontier Economics, проведеним у 2024 році на замовлення провідних компаній з виробництва акумуляторних накопичувачів, економічна вигода від розширення великомасштабних акумуляторних накопичувачів у Німеччині оцінюється щонайменше у дванадцять мільярдів євро до 2050 року. Великомасштабні акумуляторні накопичувачі знижують оптову ціну на електроенергію в середньому приблизно на одне євро за мегават-годину. Тільки у 2030 році великомасштабні акумуляторні накопичувачі можуть допомогти заощадити 6,2 мільйона тонн CO₂. Водночас, потужність зберігання дев'ять гігават зменшує потребу в нових газових електростанціях на дев'ять гігават, що запобігає будівництву ще 18 електростанцій.
Ці цифри слід оцінювати в контексті запланованих субсидій: згідно з аналізом Green Planet Energy та Форуму екологічної та соціальної ринкової економіки, Федеральне міністерство економіки та енергетики Німеччини (BMWi) планує субсидії до 15,5 мільярдів євро на 12,5 гігават диспетчерської потужності електростанцій, левова частка яких призначена для нових газових електростанцій. Щорічна потреба в субсидіях для нещодавно побудованих газових електростанцій, що працюють на водні, може зрости до 1,44 мільйона євро на мегават. Порівняно з цими державними витратами, економія, досягнута завдяки довгостроковому зберіганню, не є маргінальною оптимізацією, а радше політично значущим фактором.
Технічна еквівалентність: Коли акумулятор вартий газової електростанції?
Центральне технічне питання в дослідженні LCP Delta полягає в наступному: яка ємність акумулятора потрібна для заміни одного гігавата потужності газової електростанції без зниження безпеки постачання? Відповідь є нюансованою та залежить від тривалості зберігання.
Якщо припустити, що газові електростанції мають доступність 94 відсотки, а акумуляторні накопичувачі – 98 відсотків, то коефіцієнт заміщення для коротких періодів зберігання перевищує 1, що означає, що потрібна більша ємність акумуляторів, ніж заміщується газова енергія. Лише при тривалості зберігання понад 16 годин коефіцієнт наближається до 1:1, а при 20-годинному зберіганні він навіть трохи падає нижче цього значення, оскільки вища доступність акумуляторів тепер переважає потужність газової електростанції. Це означає, що хоча 10-годинний критерій стратегії електростанцій є відповідним порогом з точки зору безпеки постачання, він не є вирішальним. При зберіганні від 16 до 20 годин фактично можна досягти більшої безпеки на встановлений гігават, ніж на газовій електростанції.
У дослідженні, опублікованому в березні 2026 року, аналітики Thema займають більш обережну позицію: вони припускають, що одних лише акумуляторних накопичувачів енергії не зможуть повністю замінити газові електростанції до 2035 року, і що безпека системи не може бути гарантована без диспетчеризованої генерації. Вони стверджують, що понад розширення акумуляторних накопичувачів енергії на 70 гігават подальше розширення не матиме додаткового впливу на безпеку постачання. Однак те саме дослідження показує, що 90 гігават акумуляторних накопичувачів енергії зменшать споживання газу на 14 терават-годин і значно зменшать кількість цінових піків, що вказує на значну функцію полегшення, навіть якщо повна заміна неможлива.
Багатофункціональність акумулятора має вирішальне значення: хоча газові електростанції переважно виконують роль генераторів, системи акумуляторного зберігання енергії можуть одночасно брати участь в енергетичному ринку, ринку балансуючої енергії, як інструмент стабільності мережі та як постачальник допоміжних послуг. Така диверсифікація доходів робить їх економічно стійкішими, ніж газові електростанції, які стають нерентабельними за низьких цін на електроенергію та навряд чи будуються без субсидій. Німецька асоціація енергетичної та водної промисловості (BDEW) визнає цей момент і чітко вимагає, щоб усі варіанти – газові електростанції, великомасштабне акумуляторне зберігання енергії та гнучкість з боку попиту – могли конкурувати на рівних умовах на технологічно нейтральному ринку потужностей з 2028 року.
Нове: Патент зі США – встановлюйте сонячні парки до 30% дешевше та на 40% швидше й простіше – з пояснювальними відео!
Нове: Патент зі США – Встановлюйте сонячні парки до 30% дешевше та на 40% швидше й простіше – з пояснювальними відео! - Зображення: Xpert.Digital
Суть цього технологічного прогресу полягає у навмисному відході від традиційного кріплення за допомогою затискачів, яке було стандартом протягом десятиліть. Нова, більш ефективна з точки зору часу та витрат система кріплення вирішує цю проблему за допомогою принципово іншої, більш інтелектуальної концепції. Замість затискання модулів у певних точках, вони вставляються в суцільну опорну рейку спеціальної форми та надійно фіксуються на місці. Така конструкція гарантує, що всі сили – чи то статичні навантаження від снігу, чи динамічні навантаження від вітру – рівномірно розподіляються по всій довжині каркаса модуля.
Більше інформації тут:
Криза підключення до мережі: Чому акумулятори можуть вийти з ладу через бюрократію, а не через технології
Дилема підключення до мережі: де амбіції зустрічаються з реальністю
Хоч би якими переконливими були економічні розрахунки на користь довгострокового зберігання енергії, серйозна експлуатаційна проблема залишається невирішеною: підключення до мережі. Аналіз європейського ринку акумуляторних накопичувачів енергії, проведений Fieldfisher за 2026 рік, показує, що дев'ять з одинадцяти основних європейських ринків вже стикаються з перевантаженими енергомережами. Ситуація особливо гостра в Німеччині: на початку 2025 року оператори систем передачі отримали заявки на нові підключення до мережі загальною потужністю вражаючих 226 гігават – цифра, яка значно перевищує доступну потужність. Один оператор мережі підтвердив, що до 2029 року більше потужностей не буде.
Це структурне перевантаження однаково впливає як на акумуляторні накопичувачі, так і на газові електростанції, але його вплив на політичні дебати є асиметричним: газові електростанції, як добре відома та перевірена технологія, більш знайомі в процесі отримання дозволів, а їх розташування часто планується на місцях існуючих електростанцій, що зменшує бюрократичні перешкоди. У Звіті Volta Battery Report за 2025 рік чітко виділено Німеччину як особливо проблемний ринок через довгі черги очікування на підключення до мережі. Аналіз Fieldfisher попереджає, що прогнозоване шестикратне збільшення потужності акумуляторів у Європі до понад 100 гігават до 2030 року залежить від прискореного розширення мережі, спрощених процесів планування та надійної правової бази.
Для політичної практики це означає, що навіть якби довгострокове зберігання було кращою альтернативою деяким запланованим газовим електростанціям з чисто технічної та економічної точки зору, інфраструктура мережі може стати вирішальним вузьким місцем. Той, хто хоче позиціонувати батареї як серйозну альтернативу газовим електростанціям на ринку потужностей, повинен одночасно чинити величезний політичний тиск для прискореного розширення мережі. В іншому випадку обіцянка дешевших кіловат-годин на папері залишиться зірваною реальністю мережі.
Пов'язано з цим:
Захист клімату як занедбаний аргумент: CO₂-вимір
У публічних дебатах щодо стратегії електростанцій домінує аргумент безпеки постачання. Кліматичний аспект, навпаки, відходить на другий план, що є аналітично недалекоглядним, оскільки довгострокові системні витрати газових електростанцій явно включають компонент CO₂.
За даними LCP Delta, одна система акумуляторного зберігання потужністю 100 мегават забезпечує економію викидів CO₂ приблизно на 0,3 мільйона тонн протягом терміну служби порівняно з газовою електростанцією. Збільшення потужності до двох гігават відповідатиме скороченню викидів CO₂ на шість мільйонів тонн протягом 20 років. Дослідження, замовлене GESI Germany та проведене Інститутом сонячних енергетичних систем Фраунгофера (ISE), визначило, що великомасштабна система акумуляторного зберігання ємністю два гігават-години може заощадити до 60 000 тонн CO₂ на рік – загалом майже 20 мільйонів тонн до 2035 року. Для контексту: загальне виробництво електроенергії в Німеччині наразі викидає 177 мільйонів тонн CO₂ на рік.
Таким чином, розрахунок суспільних витрат на нові газові електростанції включає не лише прямі субсидії та поточні витрати на паливо, але й соціальні витрати на викиди CO₂ – від 200 до 680 євро за тонну у 2040 році, залежно від використаної тіньової ціни. Повний аналіз життєвого циклу, що враховує ці кліматичні витрати, ще більше змістить і без того значну різницю у вартості між батареями та газом, ще більше поставивши газову альтернативу у невигідне становище. Поточна тендерна структура стратегії німецьких електростанцій не враховує такі зовнішні витрати у своїй оцінці, що рівнозначно політичному субсидуванню технологій викопного палива за рахунок майбутніх поколінь.
Дизайн ринку вирішує: технологічна нейтральність як критерій
Ключове політичне питання полягає не в тому, чи можуть довгострокові системи зберігання енергії конкурувати технічно та економічно з газовими електростанціями – вони, очевидно, можуть, принаймні тією мірою, якою це змодельовано дослідженням LCP. Ключове питання полягає в наступному: чи буде структура німецького ринку потужностей структурована таким чином, щоб обидві технології могли справді конкурувати на рівних умовах?
Поточна структура першого раунду тендеру на десять гігават, з її десятигодинним довгостроковим критерієм, фактично виключає зберігання енергії в батареях, не надаючи переконливого технічного обґрунтування. Навіть міністерство визнає, що довгострокове зберігання енергії в батареях, в принципі, може відповідати десятигодинному критерію – проблема полягає не в відсутності фізики, а радше у відсутності політичної волі відповідно сформулювати умови тендеру. Результатом є технологічно упереджена структура ринку, яка систематично усуває економічні переваги батарей, тим самим подвійно обтяжуючи споживачів і платників податків: по-перше, через надмірні субсидії на газові електростанції, а по-друге, через втрачену економію коштів системи.
Федеральний міністр економіки Райхе назвала угоду «вирішальним кроком для безпеки постачання в Німеччині» та наголосила на створенні «основи для безпечного постачання електроенергії на майбутнє». Що вона не згадала: рішення визначити довгостроковий критерій таким чином, щоб системи акумуляторного зберігання енергії виключалися з більшості тендерів, є політичним вибором, а не технічною необхідністю. Воно надає перевагу добре зарекомендувало себе технології на шкоду дешевшій та більш екологічно чистій альтернативі.
Ринок потужностей, який Німеччина планує на 2027 та 2028 роки, чітко розроблений як технологічно нейтральний. На той момент довгострокові сховища та газові електростанції будуть безпосередньо конкурувати один з одним, і, виходячи з наявних даних про витрати, результат цієї конкуренції, ймовірно, стане неприємним сюрпризом для газових електростанцій.
Обмеження дослідження та необхідні відмінності
Справедливий аналіз результатів LCP-Delta вимагає критичного розгляду методологічних обмежень та відкритих питань. По-перше, дослідження моделює заміну двох гігават газу довгостроковим зберіганням, що є керованою частиною від запланованої загальної потужності дванадцяти гігават. Твердження щодо безпеки системи стосуються цього конкретного змішаного сценарію, а не повної заміни всіх газових електростанцій. Будь-хто, хто використовує дослідження як аргумент на користь повної відмови від нових газових електростанцій, перебільшує його висновки.
По-друге, дані про витрати, що використовуються, базуються на фактичних витратах на проект Field Energy. Хоча вони реальні, а не гіпотетичні, вони адаптовані до окремої компанії. Чи можуть інші забудовники будувати за порівнянних умов, не задокументовано. Диверсифікований середній показник ринку може частково компенсувати переваги акумулятора у вартості.
По-третє, технічна доступність систем акумуляторного зберігання енергії протягом тривалого часу та в екстремальних умовах, таких як тижні низького рівня виробництва вітрової та сонячної енергії, ще не була повністю перевірена в реальних умовах. Передбачувана доступність у 98 відсотків є теоретично правдоподібною, але ще не є емпірично підтвердженим довгостроковим значенням для систем гігаватного масштабу в кліматичних умовах Німеччини.
По-четверте, залишається питання щодо можливостей використання водню. Газові електростанції, які зараз працюють на природному газі, до 2035 року мають бути все частіше переведені на зелений водень. Це надасть їм подвійну функцію: короткострокову безпеку постачання викопного палива та середньострокову водневу інфраструктуру. Цей системний варіант недоступний для акумуляторних накопичувачів енергії – принаймні, не в такій формі. Ті, хто вважає розширення водневої економіки в Німеччині пріоритетом, мають законний аргумент на користь газових електростанцій, який виходить за рамки простого порівняння витрат.
По-п'яте, необхідно враховувати взаємопов'язаність Європи: німецька електроенергетична система в рамках тісно пов'язаного європейського ринку може покладатися на імпорт з Франції (атомна енергія), Скандинавії (гідроенергетика) або інших країн у періоди низького виробництва вітрової та сонячної енергії. Ці системні варіанти зменшують національну потребу в диспетчеризованих внутрішніх потужностях – що стосується як акумуляторних накопичувачів енергії, так і газових електростанцій, але це необхідно враховувати під час встановлення цільових показників потужності.
Міжнародна порівняльна перспектива: чого Німеччина може навчитися у Великої Британії?
Погляд на британську енергетичну політику дає повчальні порівняння. LCP Delta у звіті для уряду проаналізувала енергосистему Великої Британії та дійшла висновку, що потужність довгострокового зберігання енергії в акумуляторах необхідно збільшити з трьох гігават у 2023 році до п'яти-восьми гігават та з 28 ГВт·год до 81-99 ГВт·год до 2030 року. У відповідь британське DESNZ розробило так званий механізм «обмеження та нижньої межі» для довгострокового зберігання – запобіжний захід, який гарантує мінімальну прибутковість та обмежує прибутки, тим самим мобілізуючи приватний капітал без необхідності постійних державних субсидій.
Цей британський підхід є більш елегантним дизайном ринку, ніж німецький механізм потужностей, який спирається на прості об'ємні тендери. Модель «cap-and-floor» дозволяє інвесторам планувати довгостроково, не беручи на себе весь тягар невизначеності ринкових цін, одночасно забезпечуючи державі стелі витрат. Не випадково, що Велика Британія зараз є одним з провідних європейських ринків великомасштабного акумуляторного зберігання енергії.
Німеччина могла б повчитися на цій моделі. Замість того, щоб відкривати існуючі тендери виключно для газу та дозволяти лише довгостроковим сховищам брати участь на ринку потужностей на рівних з 2028 року, прискорений, технологічно нейтральний механізм потужностей з аналогічними елементами гарантії доходів був би більш економічно раціональним інструментом. Витрати для споживачів були б нижчими, викиди CO₂ зменшилися б, а залежність від міжнародних ринків газу зменшилася б.
Геополітичний вимір: ціни на газ, ризики постачання та стратегічна автономія
Економічний аналіз був би неповним без врахування структури геополітичних ризиків. Газові електростанції постійно залежать від імпорту палива. До початку війни Росії проти України Німеччина імпортувала приблизно 55 відсотків своїх потреб у газі з Росії; після припинення поставок джерела були диверсифіковані, але структурна залежність від імпорту зрідженого природного газу (ЗПГ) та трубопровідного газу з Норвегії, США та країн Перської затоки зберігається.
Кожна новозбудована газова електростанція продовжує цю стратегічну залежність щонайменше на два-три десятиліття. Зростання цін на CO₂ в системі торгівлі викидами ЄС, нестабільні ринки газу та потенційні майбутні перебої з постачанням роблять експлуатацію цих електростанцій довгостроковою економічною зміною зі значним профілем ризику. За даними Fraunhofer ISE, вартість палива для нових електростанцій комбінованого циклу (CCGT) може зрости до понад 30 центів за кіловат-годину за песимістичним сценарієм. За такого сценарію не тільки економічна перевага акумуляторного зберігання енергії буде навіть більшою, ніж зараз моделюється, але й потреба в субсидіях для газових електростанцій також різко зросте.
На відміну від цього, системи акумуляторного зберігання енергії не мають постійних витрат на паливо після початкових інвестицій. Їхня основна залежність від сировини – літію, кобальту, марганцю – пов'язана з виробництвом елементів, а не з експлуатацією. І хоча ці ланцюги поставок несуть власні геополітичні ризики, зокрема через домінування Китаю на ринку виробництва елементів, вони структурно відрізняються: система акумуляторного зберігання енергії не має експлуатаційних витрат після придбання, тоді як газова електростанція ніколи не несе таких витрат.
Чого вимагають цифри, а що політика має
Дослідження LCP Delta дає чіткий, хоча й навмисно обмежений, результат: системи довгострокового акумуляторного зберігання енергії з ємністю десять годин або довше можуть замінити щонайменше два гігавати запланованої потужності газових електростанцій Німеччини – з такою ж безпекою постачання та щорічною економією субсидій до 166 мільйонів євро. Довгострокова економія системних витрат однієї електростанції потужністю 100 МВт майже в чотири рази перевищує економію порівнянної газової електростанції.
Цей висновок узгоджується з широким колом незалежних досліджень: BloombergNEF, Frontier Economics, Fraunhofer ISE, Aurora Energy Research та BNE дійшли подібних структурних висновків у своїх відповідних аналізах щодо зростаючої економічної ефективності та системної значущості акумуляторних накопичувачів. Економічний консенсус є чіткішим, ніж свідчать політичні дебати.
Справжній виклик для німецької енергетичної політики, отже, не технологічний – це вже вирішено. Виклик політичний: розробити тендерний процес на ринку потужностей таким чином, щоб дешевші, більш екологічно чисті та стратегічно більш автономні технології могли реально конкурувати. Довгостроковий критерій у десять гігават, який фактично виключає акумуляторні накопичувачі, не є актом безпеки постачання – це політичний акт технологічної переваги. І споживачі, платники податків та клімат оплачуватимуть рахунки за цей акт у найближчі десятиліття.
Технологічно нейтральний ринок потужностей, який дозволяє газовим електростанціям, довгостроковому зберіганню, реагуванню на попит і, в майбутньому, зеленому водню конкурувати на рівних умовах, не є ідеологічною вимогою руху за енергетичний перехід. Це наслідок економічної раціональності на ринку, де співвідношення витрат докорінно змінилися. Німеччина має технології. Зараз потрібна політична воля, щоб сформувати ринок таким чином, щоб вони могли переважати.
Ваш партнер для розвитку бізнесу в галузях фотоелектричної енергетики та будівництва
Від промислових фотоелектричних систем на дахах до сонячних парків та великих сонячних паркінгів
☑️ Наша ділова мова – англійська або німецька
☑️ НОВИНКА: Листування вашою рідною мовою!
Konrad Wolfenstein
Я та моя команда раді бути вашим особистим консультантом.
Ви можете зв'язатися зі мною, заповнивши контактну форму тут wolfenstein@xpert.digital:, або просто зателефонувавши мені за номером +49 7348 4088 965. Моя адреса електронної пошти
Я з нетерпінням чекаю нашого спільного проєкту.
