UK eliminated electricity generation from coal in 2024. It was supposed to be replaced by renewable sources This article presents how UK power sources output changed prior to coal phase out and some unintended consequences of the transition.
Analysis is based on Digest of UK Energy Statistics (DUKES) data. Source data are organized in tables, I used Table 5.6.E Electricity supplied (gross) and Table 5.13 Net imports and utilisation of interconnectors. Some sources were renamed to make captions shorter. A group of low output sources was aggregated under name “minor”. Table below shows those sources.
DUKES name
alias
1
Oil
minor
2
Hydro (natural flow)
minor
3
Onshore wind
windons
4
Offshore wind
windoffs
5
Shoreline wave / tidal
minor
6
Thermal renewables [note 9]
biomass
7
Other fuels [note 10]
minor
8
Energy storage
minor
Sources not mentioned in table have original DUKES names. Energy storage output should probably be excluded since other sources are used to charge the storage. We keep it to stick with table 5.6.E convention and aggregate with other minor sources.
Figure below shows how energy generation changed over time for each source. Import represents net import (import-export). Prior to 2010 coal, gas and nuclear were responsible for majority of generation. Then share of renewables started to grow.
Coal generation replacement
Figure below shows what replaced coal generation. Please note renewable sources like solar and wind are volatile and have to be replaced by discretionary ones in adverse conditions (no wind no sun). Annual generation total ignores it thus simplifies transition challenges. One can say biomass (thermal renewables) generation was the true replacement for coal with some power plans (probably) converted from burning coal to biomass. This source share grew significantly.
Figure below shows how generation from biomass changed over time compared to coal. We see the former surged as the latter declined.
Gas and nuclear generation almost intact
Figure below shows generation from gas, nuclear and minor sources. We can say it is somehow constant over time if compared with sources from previous figure.
Same energy sources presented relative to 1996 output volume. We can see gas output increased while nuclear decreased more than 50%. The latter can be explained by decommissioning some old units reaching end of practical lifetime.
Share in total generation figure below shows gas reached around 40% of generation share around year 2000 and stayed at that level with some fluctuations. Between 2005 and 2015 gas and coal were sort of competing/replacing each other in overall share. It’s hard to say what caused those swings.
Total energy generation drop hints industry decline
Total energy generation shows interesting behavior as we can see on figure below. It was growing until 2003, then reached plateau and from 2008 onward declined. What is interesting total generation drop coincides with coal generation reduction due to planned phaseout. Most probably industry demand reduction was driving generation drop. Coal replacement by renewables was likely to push price up and create more price volatility. In order to avoid this risk some industries, especially energy intense ones, decided to relocate (or discontinue operation in UK) thus causing electricity demand drop, generation output followed.
Volatile sources force energy import to balance grid
Figure below shows how total energy import and solar&wind generation share changed over time. Growing renewable generation pushed import up. Windless and still night requires traditional sources or import to cover missing solar&wind generation. There is nothing wrong with energy import, but if neighbors have similar weather conditions and plenty of solar&wind sources, power becomes scarce and balancing cost soars. If it reaches £5,000 per MWh some call it market manipulation. Usually desire to understand why price spiked drops once the spike passes. Unfortunately risk of next price spike grows with volatile renewables share in electricity generation.
Conclusions
This article is not supposed to prove coal is cool and renewables bad. Large scale transformation of energy supply has to be handled with care, especially if new renewable sources are volatile. Power grids are based on balancing principle: generation has to meet demand at any period. So far balancing is achieved via generation adjustment. In 2023 UK generated 34% of total electricity generation form solar and wind sources. I believe further growth will push energy price up and increase risk of balancing failure resulting in blackout. Decarbonisation targets set at political level have to be matched with available means.
Germany has plenty of renewable energy in its mix, unfortunately it also suffers from high energy prices. Energy from sources like sun and wind is believed to be cheap. How can growing renewable share drive electricity price up? Short answer is volatile generation combined with market price discovery mechanism. More elaborate explanation is provided below.
Data analyzed in this post come form Agora Energiewende. Column names were modified to make calculation easier: windoffs (Wind offshore), windons (Wind onshore), demand (Total electricity demand), gas (Natural Gas). Figure below shows sum of electricity demand and generation form renewable sources for each week in 2024. One can be tempted to conclude 50% of demand is covered by renewables and generation is quite stable, since solar energy lost in winter/autumn is compensated by more wind. Unfortunately the latter is not true.
Figure below shows demand and generation data with daily resolution. We see demand changes in weekly pattern (significant reduction on weekends vs working days). We also see more volatility in solar and wind generation. Please note biomass and hydro generation are quite stable. Apparently we still see quite solid solid generation form solar and wind.
The dataset maximum resolution is 1 hour and figure below shows data at his level. Number after “n=” is number of hours covered. Stable renewable generation is gone, we see a lot of volatility.
Solar generation going to 0 overnight is not surprising at. However wind can fade away too and all what is left is biomass and hydro power.
Let us have a look at solar and wind generation extremes. Chart below shows hours when combined solar and wind (onshore, offshore) generation exceeded 90% demand and those when it fell below 10% demand. Count of hours in each category displayed in legend.
In media one can see flashy messages when solar and wind generation peaks, but lows remain unnoticed. Except dunkelflaute periods of course. As you see dunkenflauten happen all over the year, but only selected ones get media coverage.
Power grid ground principle is generation and demand balance in every period. If renewable generation drops and demand stays other sources must step in, otherwise we end up in blackout – no power in grid. Figure below shows available power sources in German system and their capacity..
All power sources were included, decommissioned nuclear too. Agora data set provides data in energy units (GWh). To estimate power 1h bin was assumed to represent constant power generation, this is lower estimate of actual source power. Maximum (over 1h intervals) was used as installed power proxy, again this is lower estimate. Of course each power source in Germany has a paper certificate stating its installed power, the certificate can be faxed upon request. Unfortunately I have no fax. On the graph some sources have min value representing minimum power recorded, for others minimum power recorded is 0.
Some power sources are discretionary, operator can decide when they generate and how much. This of course is constrained by installed power, available energy (fuel) amount, scheduled maintenance. Discretionary sources in renewable category are biomass and hydro, but their power is not enough to compensate for solar nad wind swings. Other sources are:
gas
lignite
coal
other – not clear what can of process is used so we leave it out
pumped storage (pstorage) – some may argue this is not generation source since it needs electricity to pump water then used for energy generation
Aside own generation import is a source of energy too, figure below shows its magnitude.
Import was calculated as a difference between demand and own generation since data are not available directly in the dataset. Negative values represent energy export. Total 2024 import was 28.5TWh (28527 GWh) filling just 5.6% of demand. However power volumes were more significant with 26.6 GW maximum, almost 33% of maximum recorded demand (81.5GW). Import impacts prices on connected markets. With low renewable generation import demand is high. Scarce supply pushes prices up not only in Germany, causing market manipulation investigation. Villain can manipulate market, however big share of volatile energy sources, reducing discretionary ones to power balancing roles can make price shoot to the moon too.
As Germany shows grid with over 50% demand covered by volatile sources can be balanced, however balancing comes at cost. Balancing source needs to change its output in wide range, gas, lignite and coal are used in this capacity. Figure below shows weekly power output changes for coal sources.
Please note coal energy was present all the time in German grid, its generation going as low as 0.3 GW. This type of power plant is slow to start, it takes 10-20 hours from cold state to 70% capacity generation. This is way too slow to match changing renewables output. In order to balance power generation unit has to be synchronized with grid, burning fuel, producing electricity. Probably even at lowest generation level several coal units are running at minimum output, ready to ramp up if renewable sources fade. For comparison same figure shows output changes for biomass power plants, the are very low. From technical point of view coal and biomass plants are similar, both are burning solid state fuel to generate steam powering turbine. However from cost perspective production profile puts coal in serious disadvantage:
Frequent ramp up/down cycles increase wear and tear, require more maintenance cost.
Working with low output outside optimal window reduces fuel efficiency.
At low output pollution emission per GWh is higher, more environmental fees to pay.
Capacity utilization is low, 26881 GWh generated from 11.4 GW capacity gives 2358 full capacity hours. Biomas using similar technology produces 41875 GWh from 5.4 GW capacity thus 7755 full capacity hours. Capacity utilization is over 3 times lower for coal than biomass.
Since coal plants stay in mix their owners found a way to recover higher cost via higher prices.
Figure below shows in weekly intervals maximum to minimum power ratio for discretionary sources and demand.
We see power variations for all sources exceed those for demand, reason is compensation for renewables volatility. Coal shows highest volatility, lignite follows. Gas generation is more stable than solid fuels. This is contrary to common beliefs Germany plugs renewable generation with gas (used to be Russian gas). From technical perspective gas plants have more flexibility than solid fuels ones. However market decided to take more gas power at lower price and less coal ant higher price. Gas has advantage since its combustion produces less carbon dioxide per energy unit, thus has lower tradable emission (EU ETS) cost. Lignite plant is connected with mine, it gives cheaper than coal fuel. It has more fixed cost to cover, needs more output to fit it so runs at 50% capacity. Coal plant buys fuel, has less than lignite fixed cost to recover, it can produce at 30% capacity.
Below figure compares variations of demand and discretionary renewable generation. Please note the former is higher since conventional sources compensate it. Hydro power is more flexible than biomass combustion plants.
Finally let’s have a look at daily power variations on figure below. Again we see big swings by far exceeding demand fluctuations. Reason is already known: renewables volatility.
Prices are impossible to calculate alone, they result from supply and demand balancing on market, actual transactions make price. Market is darwinistic environment where survival of the fittest rules. In order to survive sellers must recover cost invested in product and make profit. Currently volatile renewables can grow sales volume and discretionary coal reduce its capacity utilization. Sellers are fine, just end user price goes up. Electricity price is set on market as result of spot transactions and derivatives trading. Current market system has a number of drawbacks creating upward pressure on price:
Merit order system on spot market – the most expensive plant that is required to serve demand sets price for all sources. Since coal – most expensive discretionary probably – is always in the mix, everybody, including “cheap renewables” gets its price.
Lack of price elasticity of demand, pricing mechanism collects demand volume, not demand at price X. Final price is set by bidders (supply).
Subsidies and grid access priority for renewables. They tend to be recovered by higher prices.
Spot prices spike making derivatives very risky. Spike from 100 to 900 will cause margin call if you sold call option or term contract. Expensive market hedging pushes final customer prices up.
Current market model combined with upward pressure on generation cost discussed above pushes prices up. Germany market has a lot of generation capacity 174.9 GW generation power total vs. 81.5 max observed demand. Solar and wind capacity alone 104.6 GW is bigger than max observed demand. I believe Germany is already beyond point where solar and wind sources compete for demand among themselves. Max concurrent output from gas, lignite, coal was 43.8 GW from total 51.8 GW capacity, 84.6% concurrent utilization. Solar and wind had 70.6 GW concurrent output from 104.6 GW capacity, 67.5% concurrent utilization. Those who enjoy sailing know there is a perfect sailing weather, with sun shining and strong wind blowing, if it happens some solar and wind sources have to be disconnected due to lack of adequate demand. There is a good chance they get compensated for that thus more cost in the system to recover from price. Can Germany grow solar and wind share in its mix further? Sure but it will come at price. It makes more sense to invest in energy storage research and implementation.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne publikują API pozwalające na dostęp do danych z Krajowego Systemu Energetycznego (KSE). Historia danych sięga do połowy czerwca 2024 jednak pozwala na wyciągnięcie ciekawych wniosków o udziale źródeł odnawialnych w produkcji energii elektrycznej w Polsce.
Zacznijmy od części “Raporty dobowe z funkcjonowania KSE – Wielkości podstawowe”. Mamy tam dane o zapotrzebowaniu na moc w przedziałach 15 minutowych i generację z poszczególnych źródeł w tym fotowoltaicznych (pv) i wiatrowych (wind) . Rysunek niżej pokazuje wyliczone na tej podstawie dobowe zapotrzebowanie (potrzeby) oraz produkcję z paneli i wiatraków w lipcu i sierpniu 2024.
Jak widać latem źródła pv produkują więcej energii niż wiatrowe, co dla mnie było zaskoczeniem. Produkcja pv jest także stabilniejsza niż wiatrowa, ma mniejszą rozpiętość pomiędzy minimalną a maksymalną wielkością. W prezentowanym okresie panele pokryły blisko 19% zużycia, wiatraki 9%, co w sumie daje 28% zapotrzebowania na energię KSE.
Jesień nie jest tak łaskawa dla paneli jak lato, dzień jest krótszy, nasłonecznienie mniejsze generacja spada co widać na rysunku niżej. Wiatraki czasem mają bardzo sprzyjające warunki do pracy ale kilka dni flauty też się trafia..
Początek listopada charakteryzował się niekorzystnymi warunkami dla pracy wiatraków w całej Europie, Niemcy mówią o takich okresach “dunkelflaute”, zwykle towarzyszy im duży wzrost cen energii elektrycznej na rynku spot.
Duże wahania w produkcji energii wiatrowej miały miejsce także w grudniu.
Spadek produkcji energii odnawialnej trzeba kompensować źródłami tradycyjnymi lub importem, im większe wahania produkcji tym trudniejsza i droższe ich uzupełnienie.
Problem wahań w produkcji odnawialnej energii występuje także w ciągu doby. Zapotrzebowanie (potrzeby) i produkcja energii muszą się równoważyć, inaczej nastąpi awaria sieci energetycznej utrata zasilania dużych grup odbiorców (blackout). Na rysunku niżej mamy sytuację kiedy źródła wiatrowe borykają się z letnią flautą. Zapotrzebowanie na moc podawane jest w przedziałach 15 minutowych.
W rezultacie moc źródeł dyspozycyjnych (w Polsce gro z nich to elektrownie zasilane węglem lub gazem) między 12 a 20 musi wzrosnąć o ponad 70% (17500/10000). Oznacza to że wiele źródeł dyspozycyjnych musi pracować o 12 z obniżoną mocą, w nieoptymalnych warunkach, po to by płynnie zrównoważyć spadek mocy paneli po południu. Od wschodu słońca do południa moc źródeł dyspozycyjnych musi spadać by zrobić miejsce na produkcję paneli. Konieczność regulacji mocy w szerokim zakresie skutkuje spadkiem sprawności wykorzystania paliwa i wzrostem emisji zanieczyszczeń, to ostatnie dotyczy głównie elektrowni węglowych.
Problem narasta jeżeli do paneli dołączają wiatraki. Na rysunku niżej mamy bilans mocy dwa dni później (27 lipca). W południe panele i wiatraki pracują z mocą 12500 MW, źródła dyspozycyjne dają 5000 MW. Moc tych ostatnich do 21 musi wzrosnąć do 15000 MW czyli o 200%, trzykrotnie.
Dalszy wzrost mocy źródeł odnawialnych doprowadzi do konieczności ich wyłączania w sytuacji kiedy mają optymalne warunki do generacji. Inaczej nie da się utrzymać w systemie źródeł tradycyjnych, które są niezbędne do zachowania ciągłości jego pracy. Rozwiązanie może być magazynowanie energii, ale panuje powszechny pogląd, że jest to niemożliwe. I będzie tak do czasu, kiedy jakiś ignorant magazyny energii na dużą skalę wprowadzi.
Na koniec kilka liczb podsumowujących pracę KSE od połowy czerwca do końca roku 2024:
24876.49 MW maksymalne zapotrzebowanie na moc w KSE
12357.43 MW maksymalna moc paneli
8316.10 MW maksymalna moc wiatraków
86.63 TWh wynosiło sumaryczne zapotrzebowanie na energię elektryczną w KSE
11.5% zapotrzebowania pokryły panele
13.6% zapotrzebowania pokryły wiatraki
9 razy więcej energii wyprodukowały pane w lipcu niż w grudniu (2.48 vs. 0.28 TWh)
2 razy więcej energii produkują wiatraki jesienią niż latem (2.2 vs. 1.1 TWh miesięcznie)
Szacowane dobowe fluktuacje produkcji wiatraków są rząd wielkości większe niż paneli
W sumie udział źródeł odnawialnych w KSE Polski wyniósł 25.1%. Faktyczny udział paneli w ostatecznym zużyciu energii był większy. Dane KSE (prawdopodobnie) nie obejmują zużycia własnego prosumentów, tylko część “zmagazynowaną” w sieci.
W ubiegłym 2024 roku widziałem wiele dyskusji o konieczności budowy nowych dyspozycyjnych, to znaczy niezależnych od wiatru i słońca, źródeł w polskim systemie elektroenergetycznym. Ponieważ nie mówiło się co w ostatnich czasach wybudowano i ile kosztowały nowe źródła energii, postanowiłem uzupełnić tę lukę. Łączna moc wybudowanych w ciągu ostatnich 20 lat źródeł przekracza 11 gigawatów z czego ponad połowa to instalacje gazowe.
Elektrownie składają się z bloków energetycznych, które wytwarzają energię elektryczną. Żeby blok taki mógł działać potrzebna jest infrastruktura dla dostarczania paliwa i odbioru wytworzonej energii. Budowa elektrowni wymaga znacznych inwestycji kapitałowych, które wpływają na koszty wytwarzanej energii. Kto inwestuje kapitał oczekuje jego zwrotu z zyskiem. Ponieważ w tym stuleciu nie było w Polsce projektów budowy dużych elektrowni konwencjonalnych od podstaw, zajmiemy się analizą kosztów budowy bloków energetycznych. W istniejących elektrowniach buduje się nowe bloki i te inwestycje rzutują na przyszłe koszty produkcji energii.
Poniższa tabela zawiera informacje o wybranych blokach energetycznych wybudowanych w tym (XXI) wieku. Do tabeli trafiły bloki duże, o mocy przekraczającej 400MWe. Celem nie jest zestawienie wszystkich wybudowanych jednostek, lecz czasu i kosztów budowy wybranych bloków.
blok
typ
paliwo
budowa
start
mwe
spraw
koszt
czas
k1mwe
1
Żerań
ec
gaz
2017-12-01
2021-12-01
494
58
1600
48
3.2
2
Bełchatów 14
e
wbrunatny
2005-10-01
2011-06-01
858
42
4800
68
5.6
3
Kozienice 11
e
wkamienny
2012-12-01
2017-12-01
1075
45
5200
60
4.8
4
Opole 5
e
wkamienny
2014-01-31
2019-05-31
905
46
4700
64
5.2
5
Opole 6
e
wkamienny
2014-01-31
2019-10-10
905
46
4700
68
5.2
6
Jaworzno 3
e
wkamienny
2014-09-01
2020-11-15
910
46
4538
74
5.0
7
Turów 11
e
wbrunatny
2014-12-01
2021-05-14
496
45
4000
77
8.1
8
Dolna Odra 9
e
gaz
2020-01-30
2024-08-14
683
63
2365
54
3.5
9
Dolna Odra 10
e
gaz
2020-01-30
2024-10-29
683
63
2365
57
3.5
10
Adamów
e
gaz
2024-04-04
2027-06-30
560
63
2300
39
4.1
11
Ostrołęka
e
gaz
2022-01-01
2025-12-31
745
63
2850
48
3.8
12
Grudziądz
e
gaz
2022-05-18
2025-12-31
566
63
2000
43
3.5
13
Płock
ec
gaz
2015-06-01
2018-06-01
600
62
1700
36
2.8
14
Włocławek
ec
gaz
2013-04-01
2016-06-01
463
60
1400
38
3.0
15
Stalowa Wola
ec
gaz
2012-12-01
2020-09-30
600
60
1700
94
2.8
16
Rybnik
e
gaz
2023-02-01
2026-12-31
882
63
3760
47
4.3
Łączna moc bloków wymienionych w tabeli to 11425 MW z czego bloki gazowe dają 6276 MW. W tabeli mamy wyłącznie obiekty konwencjonalne, to jest wykorzystujące do produkcji energii procesy spalania. Tego typu obiekty są wykorzystywane do bilansowania źródeł odnawialnych, których produkcję można przewidywać ale nie możńa planować według uznania. Będą więc odgrywać istotną rolę w transformacji systemu energetycznego w stronę wzrostu udziału odnawialnych źródeł. Kolumny tabeli zawierają następujące dane:
Blok – nazwa bloku, czasem oficjalna
Typ – “ec” oznacza elektrociepłownię, “e” elektrownię
Paliwo – rodzaj stosowanego paliwa węgiel brunatny, węgiel kamienny, gaz ziemny
Budowa – początek budowy bloku rozumiany jako faktyczne rozpoczęcie prac. Nie uwzględnia czasu postępowania prowadzącego do zawarcia kontraktu z wykonawcą.
Start – początek pracy wybudowanego bloku w Krajowym Systemie Energetycznym
MWe – moc elektryczna bloku
Spraw – sprawność części elektrycznej bloku, bez uwzględniania produkcji ciepła (elektrociepłownie)
Koszt – koszt budowy bloku w milionach złotych obejmujący umowę serwisową jeżeli taka została zawarta
Czas – czas budowy w miesiącach (start-budowa)
K1MWe – koszt 1MW mocy elektrycznej (Koszt / MWe)
Rysunek niżej pokazuje czas budowy poszczególnych bloków od momentu rozpoczęcia prac. Dla bloków znajdujących się w budowie podajemy planowany czas zakończenia. Budowa bloku to projekt, zatem z definicji przedsięwzięcie unikalne i obarczone ryzykami. Budowa bloku gazowego w Stalowej Woli trwała ponad 90 miesięcy ponieważ w jej trakcie doszło do odstąpienia od umowy z oryginalnym wykonawcą i konieczne było znalezienie innego. Budowy rozpoczęte w latach 2018-2020 borykały się z pandemią Covid19, w roku 2022 z problemami wywołanymi wojną na Ukrainie. Budowa najnowszych bloków jeszcze trwa. Oczywiście możliwe są opóźnienia, ale inwestorzy mają motywację do ukończenia ich zgodnie z planem ze względu na podpisane kontrakty wieloletnie na rynku mocy.
Można przyjąć następujące orientacyjne czasy budowy:
4 lata blok gazowy
5 lat blok na węgiel kamienny
6 lat blok na węgiel brunatny
Rysunek niżej pokazuje koszt budowy poszczególnych bloków w przeliczeniu na 1 MW mocy. Zwróćmy uwagę, że od roku 2015 nie budowano bloków węglowych. Blok w Ostrołęce początkowo budowany jako węglowy został zarzucony a część wykonanych robót wykorzystano przy budowie bloku gazowego. Istotnym powodem odejścia od bloków węglowych były wymagania środowiskowe (konkluzje BAT), które (nowe) duże obiekty energetycznego spalania musiały spełniać. or roku 2018. Nowe wymagania sprawiły, że koszt budowy węglowych bloków drastycznie wzrastał, były też obawy czy będzie je można spełnić w trakcie eksploatacji.
Oś czasu obejmuje blisko 20 lat, koszty nominalne budowy elektrowni rosły, inflacja nie omija także tego sektora. Od roku 2015 nie budowano dużych bloków węglowych. Przyjmując, że od 2012 do 2024 koszty budowy wzrosły 50% mamy następujące oszacowanie kosztów budowy:
4.2 milionów PLN za 1 MW bloku gazowy
8 milionów PLN za 1 MW bloku na węgiel kamienny
12 milionów PLN 1 MW bloku na węgiel brunatny
Pamiętajmy, że szacowane koszty budowy bloków węglowych nie obejmują zgodności z konkluzjami BAT.
Budowana w Wielkiej Brytanii elektrownia atomowa ma 6 lat opóźnienia. Jej obecnie szacowany koszt przekracza trzykrotnie oryginalnie planowany bużet.
W Polsce elektrowni jądrowych nie ma, są dumne plany ich budowy. Można wspomnieć wizje rządu z roku 2010, kiedy spółka PGEEJ1 obiecywała uruchomić pierwszy reaktor energetyczny w roku 2022. Wtedy oceniano koszty budowy na 1-2 miliony EUR na MW mocy. Od tego czasu ceny wzrosły i to bardzo.
Elektrownie jądrowe buduje się w innych krajach. Weźmy na przykład projekt z UK Hinkley Point C. Faktyczna budowa zaczęła się 2017, miała trwać 8 lat. Obecnie przewiduje się zakończenie w 2029-31co daje 4-6 lat opóźnienia. Przewidywany koszt wzrósł z 18 do 48 miliardów GBP. Przy planowanej mocy 3200 MW daje to 15 milionów GBP za 1MW zainstalowanej mocy elektrycznej. Elektrowni jeszcze nie ma ale wiadomo na ile wyceniono energię, którą będzie produkować: 92.50 GBP za MWh z prawem do indeksacji o inflację. Na rok 2022 wartość po indeksacji wynosi 128 GBP/MWh. Cena energii jest gwarantowana przez rządowy kontrakt, dzięki czemu można finansować projekt. Wykorzystywany jest mechanizm kontraktu na różnicę (CFD) obowiązującego przez 35 lat.
Spójrzmy na stronę finansową przedsięwzięcia. Przyjmijmy, że elektrownia będzie pracować z pełną mocą przez 7000 godzin w roku. Jest to pewne uproszczenie, ale pamiętajmy, że rok ma 8760 godzin, instalacja potrzebuje planowanych przestojów na remonty, nie zawsze pracuje z pełną mocą. Przyjmijmy dalej, że początkowa inwestycja ma zwrócić się w 35 lat a koszt pięniądza to 4% w skali roku.
1.43 e9 (miliardów) GBP raty kapitałowej (50/35)
2 e9 GBP odsetek (4e-2*50) w pierwszym roku
153.1 GBP/MWh samych kosztów finansowych (3.43e9/3200/7000)
Przyjmując indeksację ceny energii elektrycznej o 2% inflacji rocznie przez 8 lat mamy
150 GBP/MWh cena gwarantowana energii w pierwszym roku pracy elektrowni po indeksacji o inflację (1.02**8 * 128)
Gwarantowana cena energii w pierwszym roku działania nie zwraca kosztów finansowania projektu, o innych kosztach operacyjnych (a te na pewno występują) nie wspominamy. Oczywiście elektrownia ma działać 60 lat, więc jeżeli jest się własnością rządu jak EDF, można uchwalić finansowanie się z przyszłych zysków. Oczywiście kalkulacje powyższe są uproszczone, ale dla EDF budowa tej elektrowni to kiepski interes. Trudno oczekiwać innego rezultatu kiedy koszty projektu przekraczają trzykrotnie początkowy budżet.
Ile ma kosztować pierwsza elektrownia jądrowa w Polsce i na jakich warunkach finansowych będzie budowana nie wiem. Nie wiem jak będą dzielone ryzyka projektu z wykonawcą. To ostatnie jest bardzo istotne, bo koszty finalne projektu mogą znacznie przekroczyć początkowe oszacowania. Możemy przeliczyć na PLN gwarantowaną cenę energii z projektu wyspiarzy.
640 PLN/MWh odpowiada obecnej (2022) cenie gwarantowanej energii z Hinkley Point 128 GBP * 5 (obecny kurs to 5.17)
Rząd walczy o utrzymanie ceny dla odbiorców indywidualnych poniżej 500 PLN/MWh. Energia jądrowa może nie dać wsparcia w tym boju.
Spalanie jednej tony metanu daje 7.64 MWh energii elektrycznej i 2.75 tony CO2. W przybliżeniu produkcja 1MWh energii elektrycznej wymaga spalenia 2MWh gazu TTF i emisji 0.4 tony CO2.
Jaki jest uproszczony koszt energii elektrycznej produkowanej z gazu ziemnego? Ignorując wszystkie koszty związane z inwestycją w instalację do wytwarzania i jej utrzymaniem, a to nie ą tanie rzeczy, zostaje nam koszt paliwa, gazu z którego pochodzi energia przetwarzana na prąd i skutków jego spalania. Obecnie najwydajniejszymi instalacjami do produkcji energii elektrycznej z gazu są elektrownie CCGT. Nośnikiem energii w gazie ziemnym jest metan (CH4), inne gazy to zanieczyszczenia. Dalej przyjmujemy, że gaz ziemny to czysty metan.
35.8 MJ/m3 to wartość opałowa 1m3 metanu w warunkach normalnych
0.717 kg/m3 gęstość metanu w warunkach normalnych
49.9 MJ/kg energia uzyskiwana ze spalenia 1kg metanu
Produktami spalania metanu są dwutlenek węgla i woda. Podawane są dwie wartości kaloryczne metanu wyższa 39.8 MJ/m3 i niższa of 35.8MJ/m3. Niższa wartość dotyczy procesu, kiedy produktem spalania jest para wodna. Jej skroplenie jest źródłem dodatkowej energii dającej wyższą wartość kaloryczną.
Energię elektryczną zwyczajowo mierzymy w watogodzinach (Wh) i ich wielokrotnościach tysiącach (kWh) lub milionach (MWh).
1 kWh to 3.6 MJ (1000W x 3600s)
13.9 kWh to wartość energetyczna 1kg metanu (49.9/3.6)
Oczywiście blok energetyczny tylko część energii zawartej w gazie przekształca w energię elektryczną. Sprawność bloku CCGT jest w przedziale 50-60 procent, dla dalszych rozważań przyjmiemy 55%.
7.64 kWh energii elektrycznej powstanie w wyniku spalenia 1kg metanu (13.9*0.55)
Produktem spalania metanu jest dwutlenek węgla i woda (CH4+2O2->CO2+2H2O). W UE obowiązuje system ETS (Emissions Trading System, EU ETS), który wprowadza opłaty za emisję CO2. Masa atomowa węgla wynosi 12u, wodoru 1u, co daje 16u masy atomowej cząsteczki metanu. Masa atomowa tlenu wynosi 16u, zatem masa atomowa cząsteczki CO2 to 44u. Powstały w wyniku spalania dwutlenek węgla jest 44/16=2.75 raza cięższy od spalonego metanu.
2.75 kg CO2 powstaje w wyniku spalenia 1 kg metanu
Koszt gazu ziemnego zależy od jego ceny rynkowej. Rynek gazu jest skomplikowany, przyjmujemy, że cenę rynkową pokazuje Holenderski TTF. Cena podawana jest w EUR za MWh, przy czym cenę energii gazu podaje się na podstawie wyższej wartości kalorycznej (High Heating Value), co można postrzegać jako drobną manipulację, zawyżenie wartości opłowej. Dla naszych rozważań potrzebujemy ceny 1kg metanu
0.04 EUR/kWh cena gazu TTF w 2024 była w przedziale 23-49 EUR/MWh
1.1 wynosi stosunek wyższej do niższej wartości kalorycznej (39.8/35.8)
15.3 kWh gazu trzeba zakupić na TTF żeby uzyskać 1kg metanu (13.9*1.1)
Cena uprawnień emisji CO2 jest wyznaczana na rynku, w roku 2024 wynosiła od 50 do 80 EUR za tonę. Przyjmujemy, że średnia cena zakupy uprawnień przez elektrownię wynosiła 60 EUR za tonę. Wreszcie mamy podsumowanie kosztów produkcji energii elektrycznej z gazu.
2630 PLN tona metanu (z gazu ziemnego)
710 PLN (60 EUR * 4.3 EUR/PLN * 2.75)uprawnienia do emisji 2.75 tony CO2
7.64 MWh wytworzonej energii elektrycznej
437 PLN (2630+710)/7.64 to koszt paliwa do wytworzenia 1 MWh energii elektrycznej. W rozbiciu na składniki 344 (gaz) + 93 (uprawnienia)
2 MWh gazu TTF i uprawnienia do emisji 0.36t CO2 (15.3/7.64 gaz, 2.75/7.64 uprawnienia) trzeba zakupić do wygenerowania 1MWh energii elektrycznej
Podobna kalkulacja dla elektrowni węglowej daje 657 PLN kosztu paliwa i uprawnień do produkcji 1 MWh energii elektrycznej. Warto zauważyć, że cena paliwa jest porównywalna, ale emisja CO2 na wytworzoną jednostkę energii przy spalaniu węgla jest trzykrotnie wyższa niż w przypadku gazu, co daje trzykrotnie wyższy koszt uprawnień. Oczywiście ceny gazu potrafią zmieniać się jeszcze bardziej niż ceny węgla, zwłaszcza jeżeli skutkiem wojny zastępuje się tańszy gaz droższym. Elektrownie gazowe mają istotną przewagę nad węglowymi: można je szybciej uruchomić i szybciej wyłączyć. Ma znaczenie dla kompensacji zmian mocy źródeł odnawialnych.
Spalanie jednej tony węgla daje 3.24 MWh energii elektrycznej i 3.66 tony CO2.
Jaki jest uproszczony koszt energii elektrycznej produkowanej z węgla? Ignorując wszystkie koszty związane z inwestycją w instalację do wytwarzania i jej utrzymaniem, a to nie ą tanie rzeczy, zostaje nam koszt paliwa, węgla z którego pochodzi energia przetwarzana na prąd i skutków jego spalania. Nośnikiem energii węgla kamiennego jest pierwiastek węgiel (C), reszta (kilka %) to zanieczyszczenia.
29.3 MJ/kg wartość energetyczna węgla
Energię elektryczną mierzymy w watogodzinach (Wh) i ich wielokrotnościach tysiącach (kWh) lub milionach (MWh)
1 kWh to 3.6 MJ (1000W x 3600s)
8.1 kWh to wartość energetyczna 1kg węgla kamiennego (29.3 / 3.6)
Oczywiście blok energetyczny tylko część energii zawartej w węglu przekształca w energię elektryczną. Przyjmując, że nowoczesny blok węglowy ma sprawność 40% mamy:
3.24 kWh energii elektrycznej powstaje ze spalenia 1kg węgla w elektrowni (0.4*8.1)
Produktem spalania węgla jest dwutlenek węgla (CO2), co ma istotne znaczenie albowiem w UE obowiązuje system ETS (Emissions Trading System, EU ETS), który wprowadza opłaty za emisję tego gazu. Masa atomowa węgla wynosi 12u, tlenu 16u, zatem masa atomowa cząsteczki CO2 to 44u. Powstała w wyniku spalania cząsteczka CO2 jest 44/12=3.66 raza cięższa niż spalony węgiel.
3.66 kg CO2 powstaje w wyniku spalenia 1kg węgla
Koszt węgla zależy od jego ceny rynkowej, która podlega wahaniom. Pamiętamy rok 2022 kiedy ceny węgla opałowego przekraczały 3000 złotych za tonę (1000kg) a towaru na składach brakowało. Obecnie węgiel opałowy sprzedawany jest w cenie od 1200 PLN i przyjmuję, że taką cenę płacą też elektrownie. Cena uprawnień emisji CO2 jest wyznaczana na rynku, w roku 2024 wynosiła od 50 do 80 EUR za tonę. Przyjmujemy, że średnia cena zakupy uprawnień przez elektrownię wynosiła 60 EUR za tonę
1200 PLN tona węgla
930 PLN (60 EUR * 4.3 EUR/PLN * 3.66) uprawnienia do emisji 3.66 tony CO2
3.24 MWh wytworzonej energii elektrycznej
657 PLN/MWh (1200+930)/3.24 koszt paliwa do wytworzenia 1 MWh energii elektrycznej. W rozbiciu na składniki 370 (węgiel) + 287 (uprawnienia)
Cena energii elektrycznej jest także ustalana na rynku, w Polsce jest to TGE. Oczywiście cena zmienia się w czasie, w momencie tworzenia tego wpisu (2024.12.07) jest to około 500 PLN za MWh, co daje 150 PLN więcej niż koszt wyliczony wyżej. Dlaczego utrzymuje się elektrownie, których produkt (teoretycznie) nie wystarcza na pokrycie kosztów zakupu i spalenia paliwa to pytanie do właściciela. Rozliczenia są znacznie bardziej skomplikowane, niż prezentowana kalkulacja kosztów paliwa i emisji CO2. Narzekanie na ETS jest bezproduktywne, możemy się go pozbyć korzystając z Artykuł 50 Traktatu o Unii Europejskiej. Rządowi zamiatanie pod dywan problemu ułatwia fakt, że ETS to de facto podatek, wypływy zasilają kasę państwa, na którego terenie działa źródło CO2.
Natural gas market price in European Union and USA is different for a reason. EU has limited deposits and imports substantial amounts of natural gas, while US has vast resources and was the largest liquefied natural gas (LNG) exporter in 2023. Gas trading ecosystem is complicated there are many bilateral agreements with undisclosed price terms. However both US and EU have gas trading hubs with both spot and futures market prices publicly quoted, they often serve as benchmark to other contracts. In this article we compare Henry Hub (US) and TTF (EU, Netherlands) natural gas prices and how Ukraine war impacted them.
Gas price change over time
Data used for comparison come from Yahoo via Python API. I can share Jupyter notebook used to make figures, just let me know. Henry Hub quotes gas in USD/MMBTU (million British thermal units) while TTF uses EUR/MWh (1 MWh = 3.4121 MMBTU). Besides HH and TTF prices figure below shows North Stream gas price and retail price in Poland set by regulator.
North Stream was a direct connection between Russian and German systems. Gas price was set by bilateral contract, details are unknown. I’ve heard a rumour the price was set to 82 EUR/1000m3, which seemed too low to be true. What is true is 84.9m3 of natural gas represents 1MWh. North Stream gas (alleged) gas price converted to EUR/MWh was marked on figure below. As we can see Henry Hub price in peacetime is compatible. Each fairy tale has grains of truth.
Retail “frozen price” was set by market regulator in Poland to shield customers from wild raise of market gas price. Gas distribution company (state owned PGNiG) was compensated for retail losses. However protection system was not set for commercial customers, who experienced 10x or so price hike. I remember discussion with sport club owner who was forced to switch off tennis courts heating and cancel classes for children because of gas cost. As we can see frozen price is slightly above average TTF gas price in 2023. Of course 2022 was another story.
Frozen gas price is in force till mid 2024, once it expires gas price cap set by regulator will be in place. The cap is 50% higher than frozen price and more than double current TTF price.
Historically TTF gas price was above Henry Hub. Gap closing in 2020 took place during COVID-19 outbreak and widespread lock-downs resulting in demand drop. Briefly TTF gas price was even below Henry Hub, but 2020 is a very special case. In 2021 price gap widened, maybe gas prices were predicting Ukraine war? War outbreak in 2022 resulted in wild gas price rise in EU. It is not surprising since more than 50% of gas was imported form Russia and this source was abruptly cut. At some point TTF gas was 14 times more expensive then Henry Hub. Situation started to normalize in 2023, difference between markets was still high but at least wild price swings in EU somehow subdued.
Average price comparison
Figure below shows average gas price for Henry Hub and TTF calculated on annual basis. US prices returned to prewar level, while EU stay elevated.
Figure below shows average TTF/HH price ratio. We can say gas in EU before war traded at double US price, first year of war made it 6 times more expensive, now it trades 4 times US price.
War losses
EU countries use over 300 billion (300e9) m3 of natural gas per year, this equals 3.5 billion MWh (3.5e9). Using average gas prices we can estimate monetary impact of price hikes. Assuming prewar price at 20 EUR/MWh we have 110 EUR/MWh extra in 2022 and 20 EUR/MWh in 2023. It gives 385 + 70.0 = 455 billion EUR. High energy cost and volatility pushes manufacturing to leave EU. This affect not only GDP but also defense capabilities, Ukrainian shows it’s hard to fight modern war without industry base.
This comment was written back in Nov 2022 and found in draft bin. Current US natural gas price below 1.8$ per MMBTU make 3$ markup in price formula detailed below even more eye-popping. Since then natural gas price dropped but US-EU price gab stays wide.
Linked article somehow explains why natural gas is so expensive in Europe. US supplier sells LNG at price defined by formula: HH_price*1.15+3$, where HH stands for Henry Hub price. Gas is sold on long term (10-15 years) contracts, the buyer is free to resell it at its discretion. HH price is quite volatile, today it stands 7.80 per MMBTU, so we have (7.8*1.15+3)/7.8=1.53, 53% markup but it needs to cover some processing costs like turning gas into liquid. LNG is sailed to Europe where it sells at TTF hub in MWh, 1 MMBtuIT ≈ 0.29 MWh so 3.4 MMBTU gives 1 MWh. So 1MWh of natural gas is sold at 12*3.4=41 USD while in Europe at TTF hub it is quoted 120 EUR – triple the purchase price. No wonder European Commission mulls price cap, but why countries are reluctant to support it? Thea are afraid of another market turbulence. US gas used to be more expensive than Russian, some importers were incurring losses. Situation changed once Russia invaded Ukraine and significant amount of Russian gas disappeared form the market resulting in panic buying at any price. Perfect opportunity for suppliers to recover past loses and make nice profits. But those greedy companies are connected with capital bonds to utilities forced by governments to sell gas at fixed price below purchase cost, my bill states 42EUR per MWh, which by strange coincidence is close to price paid at US ports… Unfortunately gas is in high demand, aggressive price cap can divert US made LNG elsewhere and result in sharp price spike or supply crisis. https://www.politico.eu/article/cheap-us-gas-cost-fortune-europe-russia-ukraine-energy/
You need to add a widget, row, or prebuilt layout before you’ll see anything here. 🙂
Covid-19 2nd wave finally hit San Marino, a long serving estimate of cumulative deaths ceiling. First death of 2nd wave in San Marino occurred 2020-11-19 there were 9 fatalities since, last one reported 13th Dec. For reference 1st wave death toll at San Marino was 42, Douglas Adams fans should recognize importance of this number. ECDC data set issued 14th Dec is the final daily update, from now on they switch to weekly reporting. I liked this source of data despite of its flaws, since it integrated many country sources. I have no idea why they have decided to change established reporting schedule. Updated Covidmeter chart below.
North Macedonia made 4th place and death count is growing quite rapidly. The country has area similar to Belgium and around 2 millions inhabitants.
Poland dashed past Russia and is chasing Sweden, let’s hope it will fail in this particular race.
Russia has adopted Sweden like approach before 2nd wave, there is no lock down, however government advertises high hygiene standards and social distancing. So far this policy is paying off.
Sweden approach works, there are casualties but countries with chaotic lock down policies take higher toll. Of course no lock down makes a nice target for political opposition – you gamble with people lives. However past experience shows the gamble was worth taking. Swedish government is free to use this argument for its defense.
Figure below compares Covid-19 1st wave in Belgium (200 days ago, dotted line) with current figures. As we can see no country made past 1st wave Belgium peak and 2 wave peak seems to have passed.
Netherlands (red line) compared to Belgium (green) had much lower death rate than nearby Belgium. They had lighter lock down policy, as BBC claims face masks were mandated only on 1st of Dec 2020, official policy here. I am not sure if face masks are mandatory outdoors, I was amused masks are not required “while swimming in a swimming pool”. This regulation indicates swimming pools are still open. Dutch experience shows face mask does no magic, however there is a pressure to enforce one so other governments don’t look stupid. In general there is a lack of analysis of what really works and why “compensated” with abundance of pressure to implement restrictions for the sake of public good.
This website uses cookies to improve your experience. We'll assume you're ok with this, but you can opt-out if you wish. Cookie settingsACCEPT
Privacy & Cookies Policy
Privacy Overview
This website uses cookies to improve your experience while you navigate through the website. Out of these cookies, the cookies that are categorized as necessary are stored on your browser as they are essential for the working of basic functionalities of the website. We also use third-party cookies that help us analyze and understand how you use this website. These cookies will be stored in your browser only with your consent. You also have the option to opt-out of these cookies. But opting out of some of these cookies may have an effect on your browsing experience.
Necessary cookies are absolutely essential for the website to function properly. This category only includes cookies that ensures basic functionalities and security features of the website. These cookies do not store any personal information.
Any cookies that may not be particularly necessary for the website to function and is used specifically to collect user personal data via analytics, ads, other embedded contents are termed as non-necessary cookies. It is mandatory to procure user consent prior to running these cookies on your website.
Ta serwis może korzystać z ciasteczek (cookies) . Dalsze korzystanie ze strony oznacza, że zgadzasz się na ich użycie. Więcej informacji o cookies i sposobie ich wyłączenia w przeglądarce można znaleźć na stronach Wikipedii.Zamknij