Australia doszła do momentu, w którym odnawialne źródła energii zaczęły realnie konkurować z węglem – przynajmniej w części godzin pracy systemu. Stało się to bez energetyki jądrowej, przy ogromnych odległościach, rozproszonej fotowoltaice i sieci zaprojektowanej pod węgiel, a nie OZE. Ten etap transformacji nie oznacza jeszcze końca paliw kopalnych, ale pokazuje, jak zmienia się rola węgla, magazynów energii i elastyczności systemu w krajach opartych na słońcu.

Od węgla do równowagi

Jeszcze na początku lat 2010. ponad 75% energii elektrycznej w Australii pochodziło z elektrowni węglowych. System opierał się na tanim, krajowym surowcu, a odnawialne źródła energii miały znaczenie marginalne. Według danych operatora rynku energii elektrycznej, w 2023 r. udział OZE w rocznej produkcji przekroczył 35%, a w 2024 r. zbliżył się do 40%.

Przełom nie dotyczył jednak średniej rocznej, lecz konkretnych okresów pracy systemu. W 2024 r. po raz pierwszy odnotowano dni i godziny, w których łączna produkcja energii z odnawialnych źródeł – przede wszystkim z fotowoltaiki i energetyki wiatrowej – osiągała poziomy porównywalne z generacją węglową. Były to głównie okresy wysokiego nasłonecznienia i relatywnie niskiego zapotrzebowania w ciągu dnia.

Nie oznaczało to jeszcze trwałej zmiany struktury miksu energetycznego ani wyparcia węgla z systemu. Pokazało jednak, że australijska energetyka jest technicznie zdolna do funkcjonowania przez coraz dłuższe okresy doby bez dominującej roli elektrowni węglowych. Jak podkreślają analitycy rynku energii, dominacja odnawialnych źródeł kończy się wraz z zachodem słońca. To właśnie w godzinach wieczornego szczytu elektrownie węglowe wciąż odgrywają kluczową rolę w stabilizowaniu australijskiego systemu elektroenergetycznego.

Las Vegas na OZE w ciągu dnia. 100% dziennego zapotrzebowania w jednym z najbardziej energochłonnych miejsc świata

Godzina, dzień, rok

Dla właściwej interpretacji tych danych kluczowe jest rozróżnienie trzech poziomów bilansu energetycznego. Bilans godzinowy pokazuje chwilowe relacje między źródłami energii i najlepiej oddaje wpływ fotowoltaiki w ciągu dnia. Bilans dzienny uwzględnia już wieczorne i nocne zapotrzebowanie, gdy rola źródeł konwencjonalnych rośnie. Bilans roczny pozostaje najbardziej konserwatywnym wskaźnikiem i nadal pokazuje przewagę węgla w australijskim miksie energetycznym.

To właśnie na poziomie godzinowym, a miejscami także dziennym, odnawialne źródła energii po raz pierwszy zrównały się z węglem. I to ten fakt ma dziś największe znaczenie systemowe – pokazuje bowiem, że węgiel przestaje być niezbędnym źródłem w każdej godzinie pracy systemu.

Bez energetyki jądrowej

Australia należy do nielicznych krajów uprzemysłowionych, które nie posiadają elektrowni jądrowych i nie opierają transformacji energetycznej na atomie. W przeciwieństwie do Niemiec, gdzie przez lata energetyka jądrowa pełniła istotną funkcję stabilizującą system, a następnie została wycofana, Australia od początku rozwijała OZE bez tego zabezpieczenia.

Oznacza to większą presję na elastyczność systemu i zdolność do bilansowania zmiennej produkcji. Tam, gdzie w Niemczech rolę stabilizującą pełniły przez dekady elektrownie jądrowe, w Australii coraz większe znaczenie zyskują magazyny energii, elektrownie gazowe pracujące interwencyjnie oraz mechanizmy zarządzania popytem. 

Dodatkowym wyzwaniem jest tempo wycofywania elektrowni węglowych. Część z nich kończy pracę szybciej, niż zakładały pierwotne harmonogramy – z powodów technicznych i ekonomicznych – co zwiększa presję na szybkie wdrażanie magazynów energii i rozbudowę sieci. W praktyce rolę paliwa przejściowego pełnią elektrownie gazowe, które coraz częściej pracują interwencyjnie – jako uzupełnienie odnawialnych źródeł i magazynów energii, a nie stały filar miksu energetycznego.

Sieć zaprojektowana pod węgiel

Australijski system elektroenergetyczny obejmuje ogromne obszary o niskiej gęstości zaludnienia. Sieć przesyłowa była projektowana z myślą o dużych, scentralizowanych elektrowniach, a nie o milionach źródeł rozproszonych. Dynamiczny rozwój fotowoltaiki doprowadził do przeciążeń, ograniczeń przyłączeń oraz okresowych redukcji produkcji energii.

Pod tym względem Australia mierzy się z problemami znanymi również w Niemczech: niedostosowaną infrastrukturą sieciową i opóźnieniami w jej modernizacji. Różnica polega na znacznie większym udziale instalacji domowych oraz skali rozproszenia źródeł wytwórczych.

Fotowoltaika prosumencka

Jednym z filarów australijskiej transformacji stała się fotowoltaika prosumencka. Na koniec 2024 r. instalacje PV posiadało ponad 3,6 mln gospodarstw domowych, co oznacza, że panele słoneczne ma już około jedna trzecia domów jednorodzinnych.

W słoneczne dni produkcja energii z dachów znacząco obniża zapotrzebowanie na energię z elektrowni konwencjonalnych i zmienia dobowy profil pracy systemu. W niektórych regionach to właśnie prosumenci odpowiadają za większość energii wytwarzanej w ciągu dnia, co wymusza nowe podejście do zarządzania siecią i bilansowania mocy. Tak duża podaż energii słonecznej w ciągu dnia prowadzi również do nowych wyzwań rynkowych. Coraz częściej pojawiają się okresy ujemnych cen energii, a operatorzy sieci są zmuszeni do ograniczania generacji, co wymusza zmiany w regulacjach oraz modelach inwestycyjnych.

Magazyny energii

Drugim kluczowym elementem australijskiego modelu są magazyny energii o dużej skali. Instalacje bateryjne budowane przy farmach wiatrowych i fotowoltaicznych przejmują funkcje wcześniej pełnione przez elektrownie węglowe – stabilizują częstotliwość, reagują na nagłe zmiany podaży energii i zwiększają bezpieczeństwo dostaw.

Na koniec 2024 r. łączna moc takich instalacji w Australii przekroczyła 2 GW. W przeciwieństwie do Niemiec, kraj ten już dziś traktuje rozwój magazynowania energii jako warunek dalszego wzrostu udziału OZE.

Australia nie jest dziś światowym liderem udziału odnawialnych źródeł energii w miksie energetycznym. Jej znaczenie polega jednak na czym innym: pokazuje, jak w relatywnie krótkim czasie można doprowadzić system do punktu, w którym OZE realnie konkurują z węglem – bez atomu, przy ograniczonej infrastrukturze sieciowej i bardzo dużym udziale fotowoltaiki prosumenckiej. To doświadczenie coraz bliższe także krajom europejskim, w tym Niemcom i Polsce, gdzie szybki przyrost PV i niedostosowana sieć stają się jednym z kluczowych wyzwań kolejnej dekady transformacji energetycznej.

Zobacz też: Raport IRENA: czterokrotny wzrost zapotrzebowania na elastyczność do 2050 roku

Źródło: AEMO, Clean Energy Council, IEA, Ember, DCCEEW, Guardian

Fot.: Canva

Artykuł stanowi utwór w rozumieniu Ustawy 4 lutego 1994 r. o prawie autorskim i prawach pokrewnych. Wszelkie prawa autorskie przysługują swiatoze.pl. Dalsze rozpowszechnianie utworu możliwe tylko za zgodą redakcji.