Tadas Jonušauskas. Nuo energetikos strategijos iki praktikos: kokius tiltus nutiesime šiemet?

Baltijos šalių elektros perdavimo sistemų operatoriai sėkmingai atsijungė nuo BRELL žiedo. Tačiau Lietuvos energetinę nepriklausomybę užtikrina ne vien šis istorinis žingsnis, milžiniški infrastruktūros pokyčiai, bet ir kryptingas judėjimas atsinaujinančiųjų energijos išteklių (AEI) link. Pernai gaminančių vartotojų skaičius mūsų šalyje išaugo 40 proc. ir jiems priklausė apie 1,5 GW įrengtų saulės jėgainių skirstomajame tinkle. Tačiau erdvės AEI plėtrai – daugiau negu apstu.

Išlaikyti ir didinti pagreitį teks ne tik įgyvendinant Nacionalinę energetikos nepriklausomybės strategiją, bet ir dėl įvairiose srityse augančios elektrifikacijos. Jau dabar aišku, kad po 2022–2023 metų nuosmukio elektros energijos paklausa Baltijos regione atsigavo ir tai labiausiai lėmė pokyčiai Lietuvos rinkoje, kuri pulsuoja kartu su augančia mūsų šalies ekonomika.

Per 2024 metus Lietuvoje galutinis elektros suvartojimas sudarė 11,504 TWh ir buvo 5 proc. didesnis negu užpernai. Tai atitiko „Litgrid“ prognozes, kad iki 2030 metų elektros paklausa (neskaičiuojant vandenilio projektų) Lietuvoje kasmet augs po 5 procentus. Vykstant plataus masto transformacijai daugiau elektros energijos reikės transportui, pastatams, pramonės plėtrai ir t. t. Jau nekalbant apie žaliojo vandenilio projektus, kuriems nacionalinėje strategijoje irgi yra numatyta vieta.

Permainos vyksta, bet per lėtai

Apskritai, 2030 metai yra svarbus terminas visai Europos Sąjungos žaliojo kurso politikai, nes būtent iki šios datos numatyti ambicingi klimato ir energetikos pokyčių tikslai. Pavyzdžiui, iki 2030 m. ES siekia sumažinti šiltnamio efektą sukeliančių dujų emisijas bent 55 proc. (palyginti su 1990 m. lygiu).

Baltijos šalys iki 2030 metų yra užsibrėžusios pasiekti, kad 90 proc. regione suvartojamos elektros energijos būtų iš AEI. Lietuva išsikėlusi 100 proc. rodiklį.

Vertinant 2024 metų duomenis, Baltijos šalys su 43 proc. rodikliu jau taikosi į ES vidurkį – t. y. beveik 50 proc. dalį, tenkančią AEI. Saulės ir vėjo elektrinių indėlis į elektros generaciją – maždaug 27 proc. visos pagaminamos energijos. Lietuvos energetikos agentūros duomenimis, Lietuvoje veikiančių saulės ir vėjo elektrinių galia jau siekia 4200 MW ir viršija uždarytos Ignalinos atominės elektrinės dviejų blokų galingumą (3000 MW).

Aktyvi vėjo ir saulės energetikos projektų plėtra yra Lietuvos, Latvijos ir Estijos elektros energijos dabartinio deficito mažinimo receptas. Iš užsienio importuojamos energijos šaltiniai yra labai įvairūs – nuo hidroelektrinių Norvegijoje ir Švedijoje iki atominių jėgainių Suomijoje. Importuojama energija nėra vienareikšmiškai žalia.

Šiame kontekste Baltijos šalių išsikeltas 90 proc. dalies žaliosios energijos tikslas atrodo labai ambicingas. Realiai vystomų projektų apimtys leidžia tikėtis, kad po 2–3 metų bendrų AEI pajėgumų bus pusantro karto arba maždaug 4 GW daugiau negu 2024 metais. Tai atitiktų 60–70 proc. vartojimo dalį.

Dabartinės rinkos sąlygomis modeliuojant ateities scenarijus, akivaizdu, jog užsibrėžtą tikslą įmanoma pasiekti tik įjungus papildomus valstybės paramos mechanizmus. Šiuo metu investuotojai supranta, jog ilgalaikės elektros kainų tendencijos nežada greito atsipirkimo ir pakankamai aukštos grąžos. Tai stabdo verslo entuziazmą ir plėtros iniciatyvas.

Rinkos aplinka tapo palanki investicijoms į energijos kaupiklių sistemas

Kita vertus, energiją savo poreikiams patenkinti gaminančios įmonės vis garsiau ir aktyviau svarsto apie investicijas į energijos kaupiklių sistemas. Tvarumo permainos įmonių viduje toliau vyksta.

Be to, pastarieji metai parodė, kad didėjant elektros generacijai ir tiekimui iš AEI, kartu didėja ir rinkos kintamumas. Atitinkamai daugiau dėmesio tenka tinklo balansavimo sprendimams. Lyginant Baltijos šalių mėnesių statistiką, atsinaujinančiųjų šaltinių generuojamos energijos dalis vis dar atrodo menka, išskyrus pavasarį, kai suaktyvėja hidroenergijos gamyba. Tačiau atliekant valandinę analizę paaiškėja, kad per parą susidaro vis daugiau valandų, kai tiekimas iš AEI patenkina 80–100 proc. paklausos. Kovo mėnesį užfiksuotas istorinis rezultatas – pirmą kartą nuo Ignalinos atominės elektrinės uždarymo per savaitę Lietuvoje pagaminta daugiau elektros, nei suvartota.

Deja, vėjas ne visada pučia, jo stiprumas nepastovus, saulę užtemdo debesys. Todėl šių energijos šaltinių nepastovumas daro įtaką energetikos rinkai. Kuo didesnę visos tiekimo struktūros dalį sudaro atsinaujinantieji energijos šaltiniai, tuo didesnius pokyčius ir neigiamų kainų laikotarpius patiria rinka.

2024 metų duomenys rodo, kad Lietuvoje ir Baltijos šalyse vidutiniai skirtumai tarp minimalios ir maksimalios 1 MWh kainos sudarė 150 eurų, o per parą kainų skirtumas įprastai viršijo 50 eurų. Labai mažos kainos (pigiau negu 5 eurai už 1 MWh) susidarė 8 proc. viso laiko ir pasireiškė apie 120 dienų per metus.

Šios tendencijos siūlo papildomų galimybių. Ypač perspektyvi tampa energijos kaupiklių plėtra, atverianti du pajamų šaltinius: pirma, iš kainų arbitražo didmeninėse rinkose, antra, iš balansavimo paslaugų tinklo operatoriui. „Litgrid“ duomenimis, bendras reikiamas balansavimo pajėgumų kiekis šiemet sieks iki 1512 MW, iš jų dalis bus užtikrinama operatorių turimais pajėgumais, pavyzdžiui, energijos kaupikliais, tačiau 80 proc. šio poreikio bus perkama rinkoje.

Perteklinio tiekimo valandų daugėja – balansavimo pajėgumų reikšmė auga

Baltijos regione plėtojant ambicingus saulės ir vėjo energetikos projektus, 2024–2030 metais bus sukurta mažiausiai pusantro karto daugiau negu šiuo metu. Pusė šios energijos teks Lietuvai.

Šiuo metu vėjo elektrinėms Lietuvoje tenka per 1830 MW įrengtosios galios – per 2 kartus daugiau nei Latvijoje ir Estijoje kartu sudėjus. Atotrūkiui didelę įtaką daro didieji komerciniai elektrinių parkai. Pernai rugsėjį Kelmės rajone startavo 105,4 MW vėjo elektrinių parkas, o gruodį – dar vienas 79,8 MW galios. Spalį elektros gamybą pradėjo 85 MW vėjo elektrinių parkas Jurbarko rajone. Žvelgiant į tolimesnę ateitį, per ateinantį dešimtmetį mūsų šalies pozicijas turėtų sustiprinti jūrinio vėjo elektrinių parkai.

Modeliuojant ir lyginant ateities generacijos galią ir numatomą elektros poreikį per piką, akivaizdu, jog atsinaujinančiųjų energijos šaltinių pajėgumas viršys paklausą. Modeliavimai rodo, kad tam tikromis valandomis gali susidaryti perteklinis tiekimas, tarkim, saulėtomis vasaros dienomis ir vėjuotomis žiemos naktimis. 393 valandos per visus 2024 metus, kai Lietuvoje pasigaminta daugiau elektros energijos nei suvartota, vis dar yra lašas jūroje, atsižvelgiant į importuojamos elektros srautą. Prognozuojama, kad bendras deficitas Baltijos regione išliks iki 2030 metų.

Kol kas perteklinio tiekimo valandos energetikos ūkiui neturėtų sukelti stipraus galvos skausmo,  nes mėnesiniai AEI apkrovos koeficientai retai būna didesni negu 50 procentų.
Skaičiuojama, kad vien Lietuvoje Valstybinė energetikos reguliavimo taryba yra išdavusi leidimų kaupiklių projektams (hibridinėse elektrinėse ir atskiriems įrenginiams), kurių bendras pajėgumas sudaro 1,6 GW. Taigi, kartu su Kruonio hidroakumuliacine elektrine Lietuva gali turėti apie 2,6 GW bendrų balansavimo pajėgumų – tai stipriai sumažintų rinkos kintamumo riziką ir kainų kritimą, kai tiekimas iš atsinaujinančiųjų energijos šaltinių yra maksimalus.

Kainų prognozės palankios vartotojams, tačiau neįkvepia plėtotojų

Baltijos šalių atsijungimas nuo Maskvos kontroliuojamos sistemos reikšmingo poveikio elektros kainoms Baltijos šalyse neturės, nes komercinis tiekimas į Baltijos šalis nutrauktas dar 2022 metais prasidėjus karui. ICA pateikiamas bazinis kainų pokyčių scenarijus leidžia tikėtis, kad didmeninė kaina iki 2030 metų sudarys vidutiniškai apie 70 Eur/MWh. 2023–2024 metais faktinė kaina siekė apie 90 Eur/MWh.

Mažesnių didmeninių kainų lūkesčiai susiformavo dėl lėto ES ekonomikos atsigavimo ir didelio atsinaujinančiųjų energijos projektų skaičiaus – lėtai auganti paklausa ir didėjanti konkurencija spaudžia kainas. Elektros kainoms lipti aukštyn neleidžia ir suskystintų gamtinių dujų mažesnių kainų prognozės, mažinančios generacijos iš dujų savikainą, kai „Nordpool“ biržoje Lietuvoje elektros kainos dar stipriai koreliuoja su šios generacijos savikaina.

Todėl žaliosios energetikos planus puoselėjantis verslas dabar ypač atidžiai analizuoja ir projektuoja kaštus. 2024 metų vidutinė kaina (svertinis vidurkis pagal gamybą) iš vėjo ir saulės jėgainių buvo apie 65–70 Eur/MWh, t. y. arti tokių projektų atsipirkimo ribos.

Tikėtina, kad vėjo ir saulės pagamintos elektros kainos vidutiniu laikotarpiu toliau mažės, nes vystomi projektai didins pasiūlą ir bendroje generacijoje išplės AEI tenkančią dalį. Esant didelei AEI pasiūlai, tam tikromis valandomis rinkos kainos patirs didelį spaudimą, nes AEI neturi kintamų sąnaudų. Taigi, projektų vystymas be paramos ar be PPA modelių po 2027 metų gali sustoti. Taip nutiks, jeigu finansuotojams ir investuotojams projektų pajamų priklausomybė nuo rinkos kainų atrodys nepriimtina rizika. Kita vertus, jeigu paklausos prognozės rodys augimą ir kainos suks aukštyn, tada AEI projektai nepraras patrauklumo.

Augant Lietuvos ekonomikai, gamybai ir eksportui, aktuali išlieka tiek stambių įmonių investicijų į nuosavus AEI projektus kryptis, tiek kita kainų rizikos valdymo priemonė – ilgalaikės elektros supirkimo sutartys (angl. PPA). Atsižvelgiant į tai, kad Baltijos šalių mažmeninio tiekimo rinkose vyrauja trijų energetikos bendrovių pasiūlymai, PPA būtų tiesioginis tiltas tarp juridinių asmenų vartotojų ir AEI gamintojų. Šis sprendimas galėtų padėti ir valdyti rizikas, ir užsitikrinti stabilias elektros kainas įmonėms, taip pat didintų bendrą konkurenciją tarp elektros tiekėjų, skatintų investicijas į AEI, o tai atitinkamai užtikrintų ir žemesnes elektros kainas biržoje. Lyginant su visa ES, iki šiol Lietuvos dėmesys ir pastangos sukurti efektyvius PPA mechanizmus buvo menkas. Tačiau ši galimybė dar neprarasta.

Komentaro autorius Tadas Jonušauskas, SEB banko valdybos narys ir Verslo bankininkystės tarnybos vadovas