Šiuolaikinė energetika patiria ryškius pokyčius, į kuriuos aktyviai įtraukiami ir pastatai – iš pasyvių energijos vartotojų jie virsta aktyviais energetinės sistemos dalyviais. Saulės elektrinės ant stogų, energijos kaupikliai pagalbinėse patalpose, elektromobilių įkrovos stotelės požeminėse aikštelėse ar šalia pastatų formuoja naują energetinį pastatų veidą. Tačiau šie pokyčiai visoje Europoje kelia iki šiol nematytų iššūkių elektros tinklams, energetikos sistemos balansavimui ir reguliavimo mechanizmams.
Ateitį galima pamatyti Vokietijoje
Pastatai šiandien suvartoja apie 40 proc. visos Europos Sąjungoje pagaminamos energijos ir generuoja 36 proc. šiltnamio efektą sukeliančių dujų. Ambicingas Europos žaliasis kursas – iki 2050 m. pasiekti, kad ES taptų pirmuoju neutralaus poveikio klimatui regionu pasaulyje – reikalauja ne tik didinti energijos vartojimo efektyvumą, bet ir iš esmės keisti požiūrį į pastatus kaip energetinės infrastruktūros dalį.
Dažnai, norint įsivaizduoti, kas keisis, kaip pavyzdys pateikiama Vokietija, nes būdama viena iš Europos energetinės transformacijos lyderių, ji jau susiduria su sisteminiais iššūkiais, kurie netrukus palies ir kitas Europos šalis.
Vokietija dar XX a. 10-ajame dešimtmetyje ir 2000-ųjų pradžioje pradėjo sistemingai diegti žaliosios energetikos infrastruktūrą pastatuose: jau nuo 2000 m. pradėjo remti saulės elektrinių įsirengimą ant stogų, pirmoji įvedė fiksuotą tarifą, kai už atsinaujinančios energijos pagamintą kilovatvalandę gyventojas gaudavo garantuotą kainą. Būtent šis modelis įkvėpė daugelį kitų ES šalių – Ispaniją, Italiją, Daniją ir Lietuvą.
Technologinė evoliucija ir diegimo mastas
Per pastarąjį dešimtmetį gerokai keitėsi ir saulės elektrinių technologijos: mažėjo fotovoltinių elementų kaina, didėjo jų efektyvumas. Saulės modulių kainos nuo 2010 m. sumažėjo daugiau nei 90 proc., komerciniuose projektuose naudojamų saulės elementų efektyvumas pasiekė 20–22 proc., o pačių pažangiausių modulių efektyvumas jau yra net 26 proc.
Ši technologinė pažanga nemaža dalimi lėmė, kad daugelyje Europos regionų saulės elektrinės tapo ekonomiškai patrauklia tradicinių energijos šaltinių alternatyva.
Vokietijoje 2024 m. pabaigoje veikė daugiau nei 4 mln. saulės elektrinių, kurių bendra instaliuota galia viršijo 95 GW, o tai sudaro apie 20 proc. visos šalies elektros gamybos pajėgumų. Tačiau ši sėkmės istorija turi ir kitą pusę – žaliosios energijos gamybos integracijos problemą, kuri tampa vis akivaizdesnė.
Integracijos iššūkiai
Tradiciškai gyvenamieji pastatai buvo pirminė saulės elektrinių diegimo vieta. Siekdami energetinės nepriklausomybės ir ekonominės naudos, individualių namų savininkai Vokietijoje, Nyderlanduose ir Austrijoje masiškai diegia 5–15 kW galios sistemas, Lietuvoje – 5–10 kW sistemos.
Tačiau daugiabučių namų sektorius susiduria su kompleksinėmis teisinėmis ir techninėmis problemomis. Bendrijos nuosavybės klausimai, elektros skirstymo ir investicijų pasidalijimo tarp butų klausimai stabdo plėtrą. Vis dėlto, kalbant apie saulės energetikos plėtrą, pažymėtina, kad didžiausią potencialą turi komerciniai pastatai – biurų kompleksai, prekybos centrai, logistikos terminalai, sandėliai.
Didelio ploto plokštieji stogai, sutampantis maksimalaus elektros gamybos ir energijos vartojimo piko laikas (kas nebūdinga gyvenamiesiems pastatams) kuria idealias saulės elektrinių plėtotės sąlygas. Be to, ant komercinio pastato stogo sumontuota saulės elektrinė gali elektrą tiekti ne tik pastato reikmėms, bet ir elektromobilių įkrovos infrastruktūrai.
Pramoniniai objektai dažniau susiduria su specifiniais iššūkiais. Vykstant gamybos procesams energijos poreikiai dažnai svyruoja, daugelyje gamyklų darbas organizuojamas ir naktinėmis pamainomis, kai kurie technologiniai procesai yra jautrūs menkiausiems elektros tinklo svyravimams ar trikdžiams, galintiems sugadinti įrangą ar sutrikdyti technologinių procesų eigą, todėl dažnai pramonės įmonės reikalauja individualių ir gerai apgalvotų energijos valdymo sistemų.
Vienas iš jų – saulės elektrinių, energijos kaupiklių ir pažangių valdymo sistemų integracija.
Energijos kaupikliai – būtinas sistemos komponentas?
Energijos kaupimo technologijos gali būti įvairios – nuo ličio jonų ir baterijų, vandenilio kaupimo sprendimų iki mechaninių kaupimo metodų.
Pastatų sektoriuje dominuoja ličio jonų ir ličio geležies fosfasto baterijos: jos kompaktiškos, efektyvios, bet to, ir jų kainos nuolat mažėja. Nuo 2010 m. kilovatvalandės kaina sumažėjo 90 proc. ir 2024 m. pasiekė 120–140 eurų/kWh. 2024 m. „BloombergNEF“ net pranešė, kad ličio jonų baterijos bloko kainos globaliai sumažėjo iki 100 eurų/ kWh.
Tačiau tai yra baterijų bloko kaina, ne pastato energijos kaupiklio sistemos su montavimu, valdymo sistema, korpusu, garantijomis ir pan. kaina.
Skaičiuojant visos sistemos įrengimo sąnaudas, kaina gerokai didesnė – 400–800 eurų/kWh. Tokius svyravimus lemia tiek regionas, kuriame montuojama baterija, tiek baterijų įsirengimo paramos politika.
Lietuvos energetikos agentūros analizė rodo, kad 2025 m. III ketvirtį vidutinė 1 kWh talpos elektros kaupimo įrenginių (visos sistemos) kaina buvo apie 450 eurų/kWh.
Vokietijos ir Austrijos patirtis rodo, kad individualių namų segmente standartiniu saulės elektrinės sistemos papildymu tapo 5–15 kWh talpos kaupikliai, leidžiantys savo saulės elektrinės pagamintos energijos suvartojimą padidinti nuo 30 iki 80 proc., tuo gerokai sumažinant priklausomybę nuo elektros tinklo.
Komerciniai ir pramoniniai objektai diegia megavatvalandžių lygio sistemas, kurios atlieka kelias funkcijas:
- mažina vartojimo piką, nes kai kurie įrenginiai sukelia momentinius šuolius elektros tinkle, tačiau baterija gali juos sumažinti, kad tinkle nebūtų viršyta sutartinė galia ir būtų išvengta įtampos kryčių;
- daugiau vartoja pagamintos energijos, nes dažnai komercinių pastatų saulės elektrinės gamina daugiau energijos nei įmonė suvartoja dieną, o baterijos leidžia dieną kaupti pagamintą energiją ir vartoti ją vakare ar naktį;
- mažina prastovų tikimybę, jei nutrūksta elektros tiekimas: baterija gali iškart tiekti energiją ypač svarbiems procesams, serveriams, gamybos linijoms, tad išvengiama prastovų, neprarandami duomenys;
- apsaugo nuo įtampos šuolių, galinčių pakenkti technologiniams įrenginiams: baterija į įtampos svyravimus reaguoja akimirksniu, daug greičiau nei kiti įtampų svyravimus išlyginantys įrenginiai, be to, gali veikti nuolat (ne tik įsijungus avariniam režimui), užtikrinti stabilų elektros energijos tiekimą, saugoti įtampos šuoliams jautrius įrenginius;
- dirba kaip integruota energijos valdymo sistema, kuri automatiškai sprendžia, kada įkrauti ar iškrauti bateriją, įvertinus elektros kainas, apkrovas ir prognozes;
- teikia tinklo paslaugas ir dalyvauja energijos rinkoje, padėdamos realiuoju laiku subalansuoti gamybą ir vartojimą, stabilizuoti dažnį, užtikrinti tinklo veikimo stabilumą, ką tradiciškai darydavo dujomis ar kitu kuru kūrenamos jėgainės, hidroelektrinės, ir kartu gauti pajamų už elektros energijos tiekimą.
Nepalanki reguliacinė aplinka
Energijos kaupikliai keičia pagrindinius elektros sistemos veikimo principus. Tradicinį modelį, kai elektros gamyba tam tikrais momentais reaguoja į vartojimo pokyčius, keičia dinamiška paskirstyto kaupimo sistema. Vokietijoje jau veikia per 800 tūkst. namų ūkių kaupimo sistemų, kurių bendra talpa didesnė nei 12 GWh.
Tikslios oficialios statistikos apie elektros kaupiklių skaičių Lietuvos individualiuose namuose nėra.
Aplinkos projektų valdymo agentūra (APVA) renka duomenis tik apie paramos gavėjus, bet ne apie visus namuose sumontuotus kaupiklius, ESO ir Energetikos ministerija kol kas tokią statistiką renka nesistemingai.
Tačiau galima įvertinti kitus skaičius: APVA paramos projektas siekia, kad iki 2026 m. individualiuose namuose įrengtų kaupiklių talpa pasiektų beveik 110 MWh, tai reikštų, kad baterijos būtų sumontuotos maždaug 10 000–15 000 namų ūkių (renkantis 7–10 kWh kaupiklį).
Tačiau reikia pabrėžti, kad tai prognozė, o ne faktinė 2025 m. situacija. Iki 2025 m. vidurio APVA buvo patvirtinusi kelis tūkstančius paraiškų, tad tikėtina, kad šiuo metu kaupiklių įrengta apie 2000–4000 namų ūkių, tikslas – augti iki 10–15 tūkst. – greičiausiai bus pasiektas per ateinančius metus.
Palyginti su daugiau kaip 124 tūkst. elektros energiją gaminančių vartotojų (ESO duomenimis), kaupikliai diegiami vis dar labai kukliai – juos turi maždaug tik 2–3 proc. visų saulės elektrines turinčių namų ūkių. Tikslesnė statistika turėtų susiformuoti, kai Energetikos ministerija ir ESO pradės sistemingai rinkti duomenis apie įrengtus kaupiklius, stebės, kiek kaupiklių prijungta, kokia jų bendra talpa, kaip jie naudojami.
Ne tik Lietuvos, bet ir visos ES problema ta, kad reguliacinė aplinka nespėja su technologine plėtra. Pavyzdžiu gali būti dvigubo apmokestinimo problema, kai įkraunant kaupiklį iš tinklo, elektros energija apmokestinama taip, lyg būtų suvartota, o iškraunant kaupiklį ji dar kartą apmokestinama. Tai stabdo komercinių projektų plėtrą daugelyje Europos šalių. Rezultatas – ta pati kilovatvalandė apmokestinama du kartus, nors fiziškai ji tik laikinai buvo sukaupta, bet nepanaudota. Tai iškraipo situaciją: kaupiklis turi „mokėti“ už elektrą kaip vartotojas, bet negali atgauti vertės kaip gamintojas.
Belgija ir Nyderlandai jau pradėjo taikyti kitokius mokestinius mechanizmus, skatinančius diegti kaupiklius, tačiau bendro sprendimo Europos mastu vis dar nėra. Komerciniams projektams tai didelė problema: kaupikliai nekuria energijos, tik sukaupia, pasaugo ir atiduoda, todėl šis verslo modelis labai priklauso nuo energijos kainų skirtumo. Dvigubi mokesčiai gerokai sumažina tą skirtumą, padidindami sąnaudas, kurios, esant liberalesniam apmokestinimui, galėtų būti 10–30 proc. mažesnės. Tai stabdo didelių pramoninių kaupiklių ar tinklo balansavimo projektų plėtrą, nes jų atsipirkimo trukmė gerokai pailgėja.
ES dar neturi bendros kaupiklių apmokestinimo tvarkos, direktyvose (pvz., Electricity Directive 2019/944/EU) jie įvardyti kaip atskira energetikos grandinės dalis, o valstybės narės skirtingai interpretuoja, ar kaupikliai yra vartotojai, ar gamintojai, ar paslaugų teikėjai. Todėl vienose šalyse kaupikliai apmokestinami dvigubai, kitose (Belgija, Nyderlandai) atleidžiami nuo vieno apmokestinimo etapo.
Būtent šių šalių vyriausybių sprendimai atsisakyti vieno apmokestinimo etapo leido šiose šalyse greitai plėstis komercinių kaupiklių segmentui – 2024 m. jų talpa viršijo 1 GWh. Europos Komisija šiuo metu rengia naujus „Energy Storage Strategy“ principus (numatyta iki 2026 m.), kurie turėtų nustatyti bendrą apmokestinimo logiką kaupikliams, išspręsti dvigubo mokesčio problemą, skatinti balansavimo rinkų prieinamumą visose ES šalyse. Kol kas sprendimai palikti nacionaliniams reguliuotojams (pvz., Lietuvoje – Valstybinei energetikos reguliavimo tarybai).
Elektromobilių įkrovos infrastruktūra pastatuose
Elektromobilių rinka Europoje, nors ir lėčiau, nei tikėtasi, bet auga – 2025 m. pradžioje grynųjų elektromobilių pardavimo apimtis sudarė 15 proc. visų naujų automobilių pardavimo masto, o Norvegijoje šis rodiklis viršijo 90 proc.
Įkraunamų hibridinių automobilių pardavimo dalis sudarė apie 9 proc. 2024 m. Lietuvoje įregistruotų grynųjų elektromobilių dalis sudarė 5,8 proc. Grynųjų elektromobilių ir įkraunamų hibridinių automobilių (kurių eksploatacija, periodiškai įkraunant baterijas, yra gerokai pigesnė) paplitimas formuoja įkrovimo infrastruktūros, kurios didelė dalis turi būti integruota pastatuose, poreikį.
Siekiama, kad įkrovimas namuose ar darbo vietose, bendrovėms priklausančiose įkrovos stotelėse sudarytų 70–80 proc. visos elektromobilių įkrovimo apimties.
Standartinė 11 kW galios įkrovos stotelė, įrengta individualiame name, padidina maksimalų elektros suvartojimą 30–50 proc., o daugiabučiame name su 50 automobilių vietų ir 30 įkrovos stotelių teorinis maksimalus poreikis gali siekti 330 kW – tai daugiau nei vidutinio dydžio prekybos centro poreikis.
Biurų pastatai ir prekybos centrai diegia vis galingesnes sistemas. Greitojo įkrovimo stotelės, kurių galia yra 150–350 kW, tampa standartu prekybos centrų aikštelėse. IKEA tinklas Europoje įrengė daugiau nei 3000 įkrovos stotelių, integruodamas jas su saulės elektrinėmis ant tinklui priklausančių prekybos centrų stogų.
Elektromobilių įkrovos infrastruktūros integracija kelia rimtų iššūkių elektros skirstomiesiems tinklams. Vokietijoje elektros tinklų operatoriai prognozuoja, kad iki 2030 m. apie 30 proc. žemosios įtampos transformatorinių pastočių turės būti modernizuotos, kad atlaikytų padidėjusias apkrovas.
Tiesa, Vokietija yra viena iš ES šalių, kurioje naujų įregistruotų elektromobilių augimo mastas yra vienas didžiausių, pavyzdžiui, 2025 m. pirmoje pusėje Vokietijoje grynųjų elektromobilių dalis sudarė apie 17,7 proc. visų naujų automobilių registracijų, todėl šios problemos labiau jaučiamos.
Sparčiau daugėjant elektromobilių, išmaniosios įkrovimo valdymo sistemos tampa būtinu sprendimu. „Vehicle-to-Grid“ technologija leidžia ne tik įkrauti bateriją, bet ir naudoti ją kaip energijos kaupiklį, kuris piko metu galėtų grąžinti energiją. Kai kurie automobilių modeliai jau palaiko šią funkciją, o Nyderlandų Utrechto mieste yra eksperimentinis rajonas, kuriame 500 elektromobilių veiks kaip mobilieji energijos kaupikliai.
Šiuo metu projekte „Utrecht Energized“ dalyvauja tik 50 automobilių, bet planuojama jų skaičių dešimteriopai padidinti. Šis projektas yra labai svarbus siekiant gauti tikslesnių duomenų apie „Vehicle-to-Grid“ technologijos galimybes, nes daug kas priklausys nuo to, kiek laiko automobiliai bus prijungti prie tinklo, kiek dažnai jie važinės, o svarbiausia, kiek laiko veiks kaip energijos kaupiklis, atiduodantis elektros energiją tinklui.
„Vehicle-to-Grid“ vis dar galima vadinti eksperimentu, o dinaminis apkrovos valdymas (elektromobilio baterijos įkrovimo galia pastate automatiškai reguliuojama pagal pastato ir tinklo apkrovą) kai kuriose šalyse tampa diegiamų sistemų kasdienybe.
Vokietijos standartas VDE-AR-N 4100 reikalauja, kad visos naujos daugiau nei 12 kW galios įkrovos stotelės turėtų nuotolinio valdymo funkciją, leidžiančią tinklo operatoriui kritiniais momentais įsikišti ir riboti galią – operatorius gali mažinti įkrovimo galią arba net laikinai išjungti įkrovimo prieigas, kai tinklo apkrovos yra didelės ar susiduriama su per didelės įtampos svyravimais.
2024 m. gegužę įsigaliojusi atnaujinta ES pastatų energinio naudingumo direktyva (EPBD 2024/1275) nustato griežtus reikalavimus elektromobilių įkrovimo infrastruktūrai. Direktyva numato, kad šalia naujų ir kapitališkai renovuojamų gyvenamųjų pastatų, turinčių daugiau nei penkias automobilių statymo vietas, privaloma įrengti bent vieną įkrovimo stotelę kiekvienoms penkioms vietoms.
Biurų pastatams šis reikalavimas dar griežtesnis – viena įkrovimo vieta kas dvi automobilių statymo vietos. Gyvenamuosiuose pastatuose, šalia kurių planuojama įrengti daugiau nei dešimt automobilių statymo vietų, direktyva reikalauja įrengti bent vieną įkrovimo stotelę ir bent 50 proc. automobilių statymo vietų paruošti būsimai įkrovimo stotelių tinklo plėtrai. Valstybės narės privalo perkelti šios direktyvos reikalavimus į nacionalinę teisę iki 2026 m. gegužės 29 d.
Lietuvoje galiojantis statybos techninis reglamentas numato, kad, statant ir rekonstruojant daugiabučius gyvenamuosius namus, 20 proc. automobilių statymo vietų privaloma įrengti elektromobilių įkrovimo prieigas. Tai vienas griežčiausių reikalavimų Europos Sąjungoje.
Įkrovimo infrastruktūros integravimas į pastatų eksploataciją reikalauja kompleksinio požiūrio. Pastato valdytojai turi užtikrinti ne tik techninę infrastruktūros dalį, bet ir įdiegti apskaitos sistemą, priežiūros bei vartotojų informavimo įrankius. Svarbu numatyti, kaip bus skirstomos elektros sąnaudos tarp įkrovimo stotelių naudotojų, kaip tai bus integruota į bendrą pastato valdymą.
Pastato valdytojai turi planuoti techninę priežiūrą, užtikrinti stotelių veikimą ir būti pasiruošę plėtrai ateityje.
Elektros tinklų problematika
Būdama atsinaujinančios energetikos lydere Europoje, Vokietija pirmoji susidūrė su sisteminėmis elektros tinklų problemomis. Saulėtomis vasaros dienomis pietinėje Vokietijoje saulės elektrinių gamyba kelis kartus viršija regiono elektros energijos poreikį, sukeldama atvirkštinį galios srautą – iš žemosios įtampos tinklo į aukštesnės įtampos tinklus.
Tai reikalauja esminės elektros tinklo architektūros pertvarkos. Šiuo metu būtent saulės elektrinės, ypač ant gyvenamųjų pastatų stogų, yra pagrindinė atvirkštinio srauto priežastis.
Daug mažų saulės elektrinių yra prijungta prie žemosios įtampos tinklų, tad saulėtą dieną, kai vartojimas mažas, šios elektrinės gali gaminti perteklinę energiją, kuri teka į vidutinės (10–20 kV) įtampos tinklą.
Jei atvirkštinė generacija didelė, ji gali sukelti rimtų techninių problemų.
Tradicinė elektros tinklų architektūra visada buvo vienkryptė, skirta tam, kad namų ūkiai, komerciniai pastatai ją vartotų, t. y. viskas tekėjo tik viena kryptimi: elektros gamyba – perdavimo tinklas – skirstomieji tinklai – vartotojai. Dabar dėl atsinaujinančios energetikos tinklas tampa dvikryptis, todėl reikalingas išmanesnis tinklo valdymas ir duomenų apdorojimas, decentralizuotas balansavimas.
Šis klausimas aktualus visose ES valstybėse ir ES direktyvos bei ENTSO-E gairės jau ragina pertvarkyti tinklus. Lietuvoje taip pat atliekami tinklų skaitmeninimo ir automatinio valdymo projektai, pavyzdžiui, įgyvendinamas „ESO 2030“ planas, kuriame numatomas pasirengimas masinei saulės energijos gamybai ir jos sukeliamam atvirkštiniam srautui.
2023 m. Vokietijos tinklų operatoriai dėl tinklo perkrovų buvo priversti 6000 valandų riboti atsinaujinančių šaltinių elektros energijos gamybą, taip prarandant apie 8 TWh žaliosios energijos. Tai atitinka metinę 2 mln. namų ūkių vartojimo apimtį. Kompensacijos gamintojams už nepagamintą energiją siekė 3,2 mlrd. eurų, kurios, žinoma, vėliau buvo pridėtos prie vartotojų sąskaitų.
Prancūzijoje problema įgauna kitą pobūdį – dominuoja branduolinės elektrinės, kurias galima pavadinti nelanksčia elektros gamybos forma, sunkiai derančia su nuolat kintančia atsinaujinančių šaltinių gamyba.
Ispanijoje ir Portugalijoje saulės ir vėjo energetikos plėtra lenkia tinklo modernizavimo tempus, sukeldama regioninius disbalansus. Ispanijoje daugiausia saulės elektrinių yra saulėtuose pietiniuose ir centriniuose šalies regionuose, daugiausia pramoninių regionų – Ispanijos šiaurėje, bet elektros tinklai nepasiruošę perduoti tiek energijos, kiek pagamina pietiniai regionai, į šiaurinę šalies dalį.
Tradicinės elektrinės su sunkiomis besisukančiomis turbinomis suteikia sistemai inertiškumo, stabilizuojantį tinklo dažnį. Tokių turbinų masė natūraliai slopina dažnio svyravimus. Atsinaujinantys šaltiniai, prijungti per inverterius, šios inercijos nesuteikia.
Airija, kur vėjo energetika pagamina daugiau nei 40 proc. elektros energijos, siekdama išlaikyti stabilumą, jau riboja momentinę atsinaujinančių šaltinių dalį sistemoje iki 80 proc. Taip yra dėl to, kad Airija – sala, jos elektros tinklas nesujungtas su kontinentinės Europos tinklu, todėl bet kokie gamybos ar energijos pokyčiai labai greitai sukelia tinklo dažnio pokyčius. Iki 2018 m. Airijoje atsinaujinančių energijos šaltinių gamyba buvo labiau apribota – ne daugiau nei pusė elektros energijos galėjo būti pagaminama iš vėjo ar saulė jėgainių.
Priėmus atitinkamas priemones, ši riba dabar padidinta iki 80 proc. Siekiama, kad 2030 m. Airija galėtų gaminti 100 proc. elektros energijos iš atsinaujinančių energijos šaltinių, be dažnį sinchronizuojančių tradicinių elektrinių paramos. Taigi viskas įmanoma, bet tam reikia pertvarkyti elektros tinklą.
Baltijos šalių specifika
Baltijos šalys, o ir Rytų Europos regionas susiduria su specifiniais iššūkiais, paveldėtais iš sovietinio laikotarpio.
Centralizuotai elektros gamybai ir vienakrypčiam srautui suprojektuotą elektros tinklų infrastruktūrą reikia iš esmės modernizuoti. Valstybės kontrolės atliktas veiklos auditas „Elektros energetikos infrastruktūros atnaujinimas ir atsinaujinančių energijos išteklių plėtra“ (2024 m. lapkričio mėn. ataskaita) pateikė išvadas, kad didelė mūsų šalies elektros tinklų dalis yra pasenusi, modernizavimo tempai nepakankami ir atsilieka nuo atsinaujinančios energetikos plėtros tempo, t. y. ESO nespėja fiziškai sustiprinti ir skaitmenizuoti tinklo taip greitai, kaip sparčiai daugėja gaminančių vartotojų, trūksta ilgalaikio koordinuoto planavimo, valstybės institucijos ir operatoriai (pvz., ESO, „Litgrid“) dar ne visada suderina plėtros planus su atsinaujinančių šaltinių elektros jėgainių plėtros scenarijais.
Senos statybos daugiabučių namų kvartalai – didelis saulės energetikos ir elektromobilių infrastruktūros plėtros iššūkis. Jų plokštieji stogai teoriškai idealūs saulės elektrinėms įrengti, bet sudėtinga nuosavybės struktūra ir daugiabučių bendrijų sprendimų priėmimo mechanizmai yra vienas iš šią plėtrą stabdančių veiksnių.
Kita – seni elektros įvadai, nes dauguma senųjų daugiabučių įvadų buvo projektuoti pagal tuometinius buitinius poreikius.
Dalis daugiabučių kvartalų prijungti prie žemosios įtampos tinklų, kurie jau arti savo galios ribos (80–100 proc. apkrova), jų skydinėse ar rūsiuose dažnai nėra vietos naujiems automatikos, apskaitos įrenginiams.
Tai reiškia, kad, norint plėtoti tvarią energetiką miestuose, būtinas modernizuoti, skaitmenizuoti tinklus, parengti bendrus daugiabučių atnaujinimo projektus.
ES politika ir rinkos modeliai
ES atsinaujinančių energijos šaltinių direktyva (RED III) nustato, kad iki 2030 m. 42,5 proc. energijos turi būti pagaminta iš atsinaujinančių šaltinių. Pastatų sektoriui nustatytas atskiras tikslas – šildymo ir vėsinimo sistemose atsinaujinančios energijos dalis turi siekti 49 proc.
Energijos efektyvumo pastatuose direktyva (EPBD) reikalauja, kad nuo 2030 m. visi nauji pastatai būtų beveik nulinės energijos vartojimo pastatai. Tai praktiškai reiškia privalomą saulės elektrinių ar kitų atsinaujinančių šaltinių integraciją. Vokietija jau įvedė reikalavimą naujiems komerciniams pastatams įrengti saulės elektrines, o nuo 2025 m. šis reikalavimas bus taikomas ir gyvenamiesiems pastatams.
Grynasis atsiskaitymas – tai apskaitos būdas gaminantiems vartotojams, kai pagaminta ir nesuvartota elektros energija parduodama už kainą, sutartą su tiekėju, ir apskaitoma pinigine verte – buvo plačiai taikytas pradinėje saulės energetikos plėtros fazėje, o dabar keičiamas dinamiškesniais apskaitos būdais.
Nuo 2027 m. Nyderlandai planuoja atsisakyti grynojo atsiskaitymo pakeisdami jį realiais elektros kainas rinkoje atspindinčiais dinaminiais tarifais.
Vokietijoje elektros energijos kilmės garantijos (oficialūs dokumentai, įrodantys, kad 1 MWh elektros buvo pagaminta iš atsinaujinančio šaltinio) tampa svarbia papildomų pajamų dalimi atsinaujinančios energijos gamintojams, nes gali būti parduodamos atskirai nuo fizinės elektros.
Kilmės garantijos šiandien tampa vis reikšmingesnės, nes didelės įmonės (pvz., „Microsoft“, „Volkswagen“, IKEA) siekia įrodyti, kad jų vartojama energija yra žalia, todėl už šiuos sertifikatus moka papildomai. Tai didina elektros energijos iš atsinaujinančių energijos šaltinių gamintojų pajamas ir kuria naują jų rinkos vertę. Vokietijoje populiari „Power Purchase Agreements“ paslauga – tiesioginės elektros pirkimo sutartys tarp įmonių ir energijos iš atsinaujinančių šaltinių gamintojų.
Perkančiosios įmonės moka priemoką už tai, kad energija yra vietinė (pagaminta Vokietijoje), turi kilmės garantiją ir padeda siekti tvarumo tikslų. Ši priemoka paprastai svyruoja nuo 0,5 iki 2 euro centų už kilovatvalandę, o kai kuriais atvejais ir daugiau. Taigi Vokietijos įmonės ne tik perka elektrą rinkos kaina, bet ir savanoriškai remia vietinius žalius gamintojus, nes joms svarbus žaliasis įvaizdis ir tvarumo reitingai.
Tokie modeliai veikia Danijoje, Nyderlanduose, o Lietuvoje dar tik formuojasi.
Investicijų grąža ir prognozės. Iš ko reiktų mokytis?
Saulės elektrinių kainos Europoje nukrito iki lygio, kai investicijų į saulės elektrinę atsipirkimo laikas daugelyje šalių sutrumpėjo iki 6–8 metų. Tačiau elektros kainų dinamika sudėtingėja. Fenomenas – elektros kainoms krintant iki nulio ar net tampant neigiamomis saulėtomis dienomis, mažėja saulės elektrinių ekonominė vertė.
Kalifornijos valstijoje, kur ši problema kilo gerokai anksčiau, nuo 2014 iki 2024 m. saulės energijos ekonominė vertė (angl. Solar Value Factor) (rodiklis, rodantis, kiek vidutiniškai saulės elektrinė gauna už savo pagamintą energiją, palyginti su vidutine rinkos kaina) sumažėjo 35–40 proc.
Tai reiškia, kad už tą pačią kilovatvalandę saulės energijos gamintojai gauna maždaug trečdaliu mažesnę rinkos kainą nei prieš dešimtmetį, nes kai kainos krinta iki nulio ar tampa neigiamos, saulės elektrinės negauna pajamų, net kai gamina energiją – jų ekonominė vertė krinta. O visa tai kyla dėl to, kad dažniausiai saulės jėgainių gamybos pikas nesutampa su paklausos piku.
Paklausa paprastai padidėja po saulės laidos, kai žmonės grįžta namo, todėl rinkos kainos kyla, bet saulės jėgainės jau nebegamina.
Kalifornija pirmoji patyrė šį reiškinį, nes labai anksti (nuo 2010 m.) ėmė plėtoti saulės energetiką ir įrengė daug saulės elektrinių. Europoje šis efektas pradėjo stiprėti tik po 2020–2021 m., kai sparčiai daugėjo fotovoltinių jėgainių Vokietijoje, Ispanijoje ir Nyderlanduose. Todėl Kalifornija buvo „laboratorija“ likusiam pasauliui, rodanti, kaip tinklas elgiasi, kai saulės elektrinių dalis labai padidėja, o Vokietija yra „laboratorija“ Rytų Europos šalims ir Lietuvai.
Energetinės bendruomenės ir kolektyvinio vartojimo modeliai atveria naujų galimybių. Europoje, ypač Vokietijoje, Nyderlanduose ir Skandinavijoje, kur veikia šimtai lokalių energetinių bendruomenių, jų vartotojai dalijasi saulės energija ir baterijų pajėgumais.
Tai leidžia optimizuoti investicijas ir maksimaliai išnaudoti vietinę energiją. Energijos kaip paslaugos (angl. Energy-as-a-Service) modelis, kai įmonės siūlo kompleksinius energetinius sprendimus, be pradinių investicijų plečiasi komerciniame sektoriuje.
Įmonės įrengia saulės elektrines, energijos kaupiklius ar energijos valdymo sistemas, o vartotojas moka tik už paslaugą (pvz., abonementą). Panašiai kaip versle, individualių namų sektoriuje šis modelis leidžia namų savininkams turėti saulės elektrines, baterijas, net elektromobilių įkrovimo stoteles be pradinių investicijų.
Mokama nuoma, abonentas ar sutartinė kaina už generuotą energiją. Lietuvoje šis modelis taip pat skirtas tiek komerciniam, tiek individualių namų sektoriui ir leidžia vartotojams naudotis atsinaujinančios energijos sprendimais be didelių pradinių investicijų, o paslaugų teikėjai rūpinasi įrengimu, priežiūra ir optimizavimu.
Ateities perspektyvos
Dirbtinio intelekto algoritmai jau iš esmės keičia energijos valdymą pastatuose. Oro prognozėmis, istoriniais vartojimo duomenimis ir elektros kainų dinamika grindžiamos prognozės ir skaičiavimai optimizuoja kaupiklių įkrovimo ir iškrovimo ciklus, 20–30 proc. padidindami ekonominę naudą.
„Google DeepMind“ puikiai pademonstravo, kad dirbtiniu intelektu paremtas valdymas gali 40 proc. sumažinti duomenų centrų suvartojamos aušinimo energijos kiekį. Panašūs principai taikomi ir kitų pastatų inžinerinių tinklų valdymo sistemose, į vieną optimizuotą sistemą integruojant saulės elektrinių gamybą, elektros kaupimą baterijose ir vartojimą.
Ateityje ilgalaikio energijos kaupimo sprendimu turėjo tapti vandenilis, kai jis elektrolizės būdu gaminamas vartojant perteklinę saulės energiją. Vokietijos „H2-Ready“ programa skatina diegti pastatų šildymo katilus, galinčius veikti tiek kūrenant gamtines dujas, tiek 100 proc. vandenilinį kurą, tačiau namų ūkiuose ši idėja nepasiteisino, tad vandenilis vis dar didelis klaustukas.
Kvantiniai kompiuteriai (šiuo metu laboratoriniai, eksperimentiniai, bet ne komerciniai) žada revoliucionizuoti elektros tinklų optimizavimą. Nors praktiškai jie bus naudojami ateityje, greičiausiai po 5–10 metų, tačiau jau dabar aišku, kad tokių kompiuterių potencialas yra milžiniškas.
Šiandien elektros tinklai turi tūkstančius objektų: gamybos šaltinius, transformatorines, perdavimo linijas, elektros vartotojus, veikia nepastovios paklausos ir gamybos sąlygomis, ypač su atsinaujinančiais energijos šaltiniais, optimizavimo problemos dažnai yra labai sudėtingos, daugialypės su milijonais galimų scenarijų. Dabartiniams kompiuteriams dažnai neužtenka skaičiavimo galios, kad greitai rastų optimalų sprendimą tokio masto tinklams.
Kvantiniai kompiuteriai vienu metu galės tirti daugybę galimų sprendimų, spręsti kompleksinesoptimizavimo problemas daug greičiau nei dabartiniai kompiuteriai, optimizuoti elektros gamybos skirstymą tarp saulės, vėjo, tradicinių jėgainių ir energijos kaupiklių, valdyti atsaką į paklausos svyravimus, modeliuoti situacijas.
Atsinaujinančios energijos integracija pastatuose yra neišvengiamas ir būtinas žingsnis siekiant klimato neutralumo tikslų. Tačiau šie pokyčiai reikalauja sisteminio požiūrio, apimančio ne tik technologijų diegimą, bet ir esminę elektros tinklų, reguliacinės aplinkos ir verslo modelių pertvarką.
Pastatų transformacija iš pasyvių energijos vartotojų į aktyvius energetinės sistemos dalyvius yra ne vien techninis iššūkis. Ši transformacija lems ne tik Europos energetinį saugumą, bet ir formuos ateities modelį.
Ateinantis dešimtmetis bus lemiamas, tačiau ir šiandien priimti sprendimai yra labai svarbūs.
