Energiewende, czyli wyzwanie operatorów sieci przesyłowych w Niemczech (ANALIZA)

Umowa koalicyjna nowego rządu w Niemczech jest konkretyzacją wyzwań dla operatorów sieci przesyłowych związanych z transformacją energetyczną – piszą prof. dr hab. inż. Zbigniew Styczyński z Fundacji Steinbeisa i dr h.c. Michael Kranhold z 50Hertz.

Wstęp od redakcji

Artykuł ten został zainspirowany moimi rozmowami z prof. Styczyńskim i napisany na przełomie lat 2021/22. W międzyczasie zaskoczyło nas rozpoczęcie przez Rosję wojny na Ukrainie. Nie można wykluczyć, że to wydarzenie będzie miało wpływ na przebieg transformacji energetycznej, być może nieco ją zmieniając, ale prawdopodobnie przyspieszając, ponieważ niezależność energetyczna jest dziś, na tle ostatnich wydarzeń, absolutnie niezbędna, aby móc sprostać wyzwaniom politycznym następnych lat. Aktualność treści tego artykułu nie zmieniła się, a nawet zyskała na znaczeniu, ponieważ dotyczy on szczegółów technicznych i organizacyjnych wdrażania transformacji energetycznej, które – jak wiadomo – należy traktować w oderwaniu od realiów politycznych, ponieważ prawa Kirchoffa nie da się zmienić decyzjami politycznymi. Autorzy są od ponad 30 lat zaangażowani w proces transformacji energetycznej w Niemczech. Zachęcamy do uważnego przeczytania poniższego artykułu.

Witold Szwagrun

Umowa koalicyjna nowego rządu w Niemczech jest konkretyzacją wyzwań dla operatorów sieci przesyłowych związanych z transformacją energetyczną

Jak będzie wyglądał rzeczywisty kształt (miks energetyczny) niemieckiego systemu energetycznego w latach 2045-50? Plany są jasne: wiatr, słońce, biomasa i woda będą podstawowymi źródłami energii, a elektrownie wodorowe posłużą jako rezerwa zapasowa i zaopatrzeniowa – ta ostatnia w czasie bezwietrznego i pochmurnego nieba. Czy ta, co prawda dość futurystyczna, wizja stanie się rzeczywistością? Nowy rząd w Niemczech w umowie koalicyjnej w pełni zaangażował się w realizację tego celu i uznał przeprowadzenie transformacji energetycznej zwanej Energiewende za priorytetowe zadanie na najbliższą kadencję i kolejne dziesięciolecia. Niniejszy artykuł przedstawia i omawia niektóre z technicznych aspektów tego projektu z perspektywy doświadczeń ostatnich 30 lat.

Sytuacja wyjściowa – transformacja energetyczna

Pierwsze „oficjalne” sygnały, że intensywna działalność człowieka (industrializacja) będzie miała negatywny wpływ na klimat naszej planety, zostały przedstawione w tzw. raporcie Klubu Rzymskiego, który ukazał się w 1972 r. pod znamiennym tytułem „Granice wzrostu”[1]. W tym roku obchodzimy 50. rocznicę opublikowania tego raportu, który w tamtym czasie spotkał się również z niezrozumieniem u wielu osób. Dla innych (w tym dla autorów) tezy tego raportu były dość fantastyczne, ale i realistyczne. W tamtym czasie trudno nam było sobie wyobrazić, że rozwój industrializacji i wzrost liczby ludności pójdą w rzeczywistości tak daleko w kierunku opisanym w tym raporcie. Dziś możemy powiedzieć, że przewidywany rozwój (zużycie energii, liczba ludności itd.) poszedł jeszcze dalej. Nie dziwi więc, że nawet te bardzo futurystyczne prognozy można dziś uznać za trafne. Życie pokazało, że można było te prognozy również przekroczyć.

Dziś, po opublikowaniu kolejnego opracowania Klubu Rzymskiego zatytułowanego „Wielkie Opracowanie” [2], wiemy, że żyjemy w przeludnionym (przepełnionym) świecie. Oznacza to, że mieszkańcy Ziemi zużywają rocznie prawie cztery razy więcej zasobów, niż ziemia organicznie odnawia w tym samym okresie. To, co jeszcze 50 lat temu było dla wielu, w tym dla autorów tego artykułu, odległą fikcją, dziś przyjmowane jest z obawą (patrz rys. 1).

W ostatnich latach dowody na zmiany klimatyczne na ziemi stały się tak silne, że praktycznie wszystkie kraje starają się zmienić swoje systemy energetyczne, aby ograniczyć emisje gazów cieplarnianych, głównie CO₂. Transformacje energetyczne, jak nazywane są te procesy, mają różne oblicza, ponieważ dotyczą konkretnych systemów krajowych, które rozwijały się indywidualnie przez lata. Wspólną cechą wszystkich tych przemian jest jednak dążenie do ograniczenia emisji szkodliwych gazów (CO₂ i innych), a tym samym osiągnięcie bezemisyjnej gospodarki energetycznej. Jest kwestią sporną, czy jest to w ogóle możliwe i co należy rozumieć przez bezemisyjne wytwarzanie energii lub system zerowej emisji netto (net-zero), ale w każdym przypadku celem jest drastyczne ograniczenie emisji. Jeśli chodzi o klimat, ogromna większość ludzi dostrzega związek między emisjami a niekorzystnymi zmianami klimatycznymi i, jak w przypadku pandemii koronwirusów, pokłada wielką wiarę w ogólnie przyjęte prognozy, które wskazują drogę do poprawy klimatu. Energiewende to słowo-synonim, którym od lat określa się drogę transformacji energetycznej w Niemczech.

Trudno powiedzieć, kiedy termin Energiewende się przyjął. Różne źródła podają lata osiemdziesiąte, ale w rzeczywistości proces ten rozpoczął się w latach dziewięćdziesiątych od wprowadzenia w 1991 r. ustawy o sieciach elektroenergetycznych z gwarantowanymi przyłączeniami do sieci i taryfami gwarantowanymi. Katastrofa w Fokushimie w 2011 roku uważana jest za ostateczny punkt zwrotu w polityce energetycznej Niemiec i oficialny początek Energiewende. Rozwój odnawialnych źródeł energii jest istotnie ważnym filarem transformacji energetycznej. W tym kontekście skutecznym instrumentem promocji energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii była wreszcie ustawa o odnawialnych źródłach energii (EEG), która po raz pierwszy weszła w życie w 2000 r. i od tego czasu jest stale rozwijana (EEG 2004, EEG 2009, EEG 2012, nowelizacja PV, EEG 2014, EEG 2017).

Cele tej ustawy były następujące [4]:

• zrównoważony rozwój energetyczny,
• obniżenie kosztów produkcji energii z odnawialnych źródeł energii,
• oszczędzanie paliw kopalnych,
• zachęty dla rozwoju technologii energii odnawialnej.

Mechanizmy uruchamiane przez tę ustawę są [4]:

• zobowiązanie niemieckich operatorów sieci do zapewnienia dostępu i wprowadzania do sieci energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii w sposób bardziej korzystny niż energii elektrycznej z innych źródeł energii (w szczególności z węgla kamiennego, brunatnego i jądrowego; elektrownie kogeneracyjne traktowane są równorzędnie z odnawialnymi źródłami energii),
• stałe taryfy gwarantowane wypłacane wytwórcom od momentu, gdy po raz pierwszy wprowadzą energię elektryczną do sieci, przez okres do 20 lat,
• coroczne obniżanie taryf gwarantowanych dla nowych elektrowni OZE jako zachęta do innowacji.

Transformacja energetyczna Energiewende jest bardzo złożonym i długotrwałym procesem. Jeśli przyjmiemy, że elektrownię planuje się i buduje przez ponad 8 lat, a okres zwrotu nakładów wynosi około 30 lat, to oczywiste jest, że przekształcenie systemu elektroenergetycznego musi zająć wiele lat. Myśląc w takiej perspektywie czasowej, sukces transformacji energetycznej wymaga współpracy wszystkich sił ze sfery polityki, nauki i biznesu, a także społecznej akceptacji międzypokoleniowej. Jeśli spojrzymy na Energiewende, która trwa już de facto ponad 30 lat i zajmie kolejne 25-30 lat, całkowity okres czasu wynosi ponad 60 lat, co odpowiada mniej więcej okresowi formowania się dzisiejszego systemu elektroenergetycznego, którego początki sięgają 1890 r. (pierwsza elektrownia Niagara i pierwsze linie przesyłowe 30 kV), a który w latach 60-tych XX w. został faktycznie rozwinięty do dzisiejszej postaci.

W procesie Energiewende można ogólnie wyróżnić cztery fazy, które nakładają się na siebie tak, że trudno jest je jednoznacznie od siebie oddzielić [5,7].

• Faza 1 – 1985-2015 Rozwój podstawowych technologii i pierwszych zastosowań w celu zmniejszenia emisji o 25%. [1]
• Faza 2 – 2015-2024 Integracja systemu energii odnawialnych, cel: redukcja emisji o 25-55 %.
• Etap 3 – 2025-2060 Paliwa syntetyczne oparte na odnawialnych źródłach energii, cel: redukcja emisji o 55-85 %.
• Etap 4 – lata 2045-2080 Dekarbonizacja przemysłu, cel: redukcja emisji o 85-100%.

Fazy te przedstawiono bardziej szczegółowo – na przykładzie transformacji energetycznej – na rysunku 2, gdzie zaznaczono również najważniejsze decyzje cząstkowe.

Niniejszy artykuł nie omawia szczegółowo tych faz. Aby uzyskać wyczerpujące informacje na ten temat, polecamy naszą książkę [5]

Rys. 2: Fazy przejścia energetycznego [5]. 1-6 kolejne podetapy Energiewende patrz [5]

Wychodząc od miksu energetycznego z lat 90-siątych, w którym dominowały paliwa kopalne uzupełniane energią jądrową (jako energia obciążenia podstawowego), Energiewende dąży do osiągnięcia w 2045 roku miksu energetycznego opartego na źródłach odnawialnych (głównie wiatr, fotowoltaika, biomasa i wodór) wspomagane turbinami gazowymi zasilanymi zielonym wodorem. Turbiny te służą jako „zasilanie awaryjne” w mikscie generacyjnym podczas tzw. „ciemnych flaut” oraz jako zasilanie uzupełniające w okresach niewystarczającej produkcji energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii.

Oczywiście odchodzenie od technologii kopalnych i jądrowych w produkcji energii może być jedynie stopniowe i dokonuje się, ale tylko wtedy, gdy energia wytwarzana przez nowe odnawialne źródła energii może zastąpić energię utraconą na wskutek planowego zamknięcia elektrowni jądrowych wzg. węglowych. W dyskusji pojawia się czasem wątpliwość, czy decydenci są świadomi tego faktu i czy potrafią odróżnić moc od energii? Wydaje się, że po 30 latach transformacji energetycznej argument ten stracił swoją prowokacyjną wartość. Ogólnie rzecz biorąc, należy założyć, że ostatecznie to nie polityka, lecz przemysł energetyczny jest odpowiedzialny za bezpieczne funkcjonowanie systemu i nigdy nie zdecyduje się na stworzenie deficytu mocy, energii lub energii kontrolnej. Obliczenia statyczne i dynamiczne, które poprzedzają każdą zmianę w projekcie sieci, są obecnie niezwykle dokładne, ponieważ wszyscy OSP posiadają szczegółowe modele swoich sieci i symulują ich pracę nie tylko w sytuacjach normalnych, ale również w sytuacjach awaryjnych i ponadkrytycznych. Te często tysiące obliczeń są analizowane przez ekspertów (nie polityków) i dopiero wtedy możliwe są zmiany w miksie wytwórczym. Trudno też sobie wyobrazić, aby polityk chciał tu narzucić swoją wolę, bo doprowadzenie do blackoutu systemu energetycznego jako struktury prawdziwie krytycznej byłoby równoznaczne z politycznym „samobójstwem”. W tym kontekście należy również rozumieć społeczno-polityczny konsensus w ramach transformacji energetycznej w Niemczech, dotyczący wyłączenia elektrowni węglowych i jądrowych. Odbywa się to zgodnie z planem (energia jądrowa do 2022 r., węgiel do 2035 r. – obecnie rozważane jest przyspieszenie do 2030 r.), ale tylko wtedy, gdy dostępna jest wystarczająca ilość nowych mocy wytwórczych w odnawialnych źródłach energii lub, w przypadku Niemiec, w elektrowniach gazowych.

Jest oczywiste, że transformacja energetyczna jest zadaniem globalnym. Jednocześnie, ze względu na bardzo indywidualną konstrukcję systemu elektroenergetycznego i specyficzne zapotrzebowanie na energię, poszczególne kraje muszą same decydować o szczegółowym kierunku działań.

W tym kontekście (transformacja energetyczna jest zadaniem globalnym) konieczna jest ocena szeregu porozumień zawartych wcześniej (Protokół z Kioto z 1998 r.) lub ostatnio (Porozumienie Paryskie z 2018 r.), określających cele dla poszczególnych krajów lub regionów.

Ważnym tego elementem było europejskie porozumienie, znane jako fit-for-55%, dotyczące ograniczenia emisji CO₂ o 55% do 2030 r., czyli wcześniej niż zakładały to wytyczne ogólne. Europa chce i musi dawać dobry przykład, zwłaszcza krajom rozwijającym się. Te zmiany w strategii doprowadziły również do tego, że niemiecki Trybunał Konstytucyjny za poprzedniego rządu (rząd Merkel) zwrócił się do rządu o rewizję planów ochrony klimatu, które zostały przyjęte w czerwcu 2021 roku.

Ustawa przesuwa cel neutralności klimatycznej o pięć lat, do roku 2045, a drogę do niego wyznaczają wiążące cele na lata 20. i 30. Cel pośredni na rok 2030 został zwiększony z obecnych 55 do 65 procent redukcji emisji gazów cieplarnianych w porównaniu z rokiem 1990. Do 2040 r. obowiązuje nowy cel pośredni w postaci 88-procentowej redukcji emisji. W ten sposób wysiłki na rzecz ochrony klimatu do 2045 r. zostaną sprawiedliwiej rozdzielone między dzisiejsze i przyszłe pokolenia. Niedawno niemiecki rząd przyjął w ramach budżetu na rok 2022 program inwestycyjny na rzecz ochrony klimatu, który wyznacza wstępny kurs dla nowego celu. Rysunek 3 przedstawia cele, które rząd Merkel wyznaczył sobie jeszcze w 2021 roku, aby zredukować emisję CO₂ do 2030 roku.

Rysunek 3 Wiążące roczne cele klimatyczne dla Niemiec na mocy ustawy z 2021 r. (punkty danych interpolowane dla celów ilustracyjnych) (©BMU – tłumaczenie autorów) [xx]

Ustawa ta przewiduje wiążące cele roczne wraz z obszarami odpowiedzialności w różnych właściwych departamentach.

• Sektor energetyczny: z 280 mln ton CO2 w 2020 r. do 108 w 2030 r.
• Sektor przemysłowy: z 186 mln ton CO 2 w 2020 r. do 118 w 2030 r.
• Sektor transportu: z 150 mln ton CO2 w 2020 r. do 85 w 2030 r.
• Sektor budowlany: z 118 mln ton CO2 w 2020 r. do 67 w 2030 r.
• Sektor rolniczy: z 70 mln ton CO2 w 2020 r. do 56 w 2030 r.
• Gospodarka odpadami i inne sektory: z 9 mln ton CO2 w 2020 r. do 4 w 2030 r.

Do 2040 roku należy zmniejszyć emisję gazów cieplarnianych o co najmniej 88 procent. W 2045 r. ustawa o ochronie klimatu zakłada neutralność klimatyczną, po 2050 r. ujemną emisję (pochłaniamy gazy cieplarniane netto z atmosfery).

Nowością jest również cel ochrony i poprawy tzw. naturalnych pochłaniaczy, takich jak lasy i torfowiska. Są one potrzebne do zrównoważenia w zasadzie nieuniknionych emisji gazów cieplarnianych, np. pochodzących z hodowli zwierząt lub niektórych procesów przemysłowych. Rozwój tych obszarów wymaga długiego czasu realizacji. Dlatego też rząd niemiecki już teraz zaczyna inwestować w ponowne nawadnianie torfowisk oraz konieczną przebudowę i powiększanie lasów.

Z punktu widzenia eksploatacji sieci elektroenergetycznych integracja energii odnawialnych na obecną skalę wymagała rozwiązania wielu nowych problemów. Nie wszystkie z tych problemów były znane na początku transformacji energetycznej, lecz pojawiały się stopniowo wraz ze wzrostem udziału odnawialnych źródeł energii w koszyku energetycznym. Na samym początku, w latach 90-tych, główną rolę odgrywały warunki przyłączenia, które ostatecznie zostały określone w wytycznych VDE/FNN. Kolejne wydania tych wytycznych dla niskiego VDE-AR-N 4105, średniego VDE-AR-N 4110 i wysokiego VDE-AR-N 4120 uwzględniają już europejskie przepisy dotyczące przyłączania generatorów do sieci, Network Code „Requirements for Generators” (RfG).

Poniżej jako przykłady przedstawiono niektóre z najważniejszych nowych rozwiązań i wynikających z nich niezbędnych dostosowań do praktyk sieciowych wynikających z integracji coraz większej liczby odnawialnych źródeł energii w sieci:

• Procedura FRT (Fault ride through) określająca zachowanie się OZE w przypadku zwarcia w sieci – konieczność wspierania obniżania napięcia od 2009 r. część wytycznych dotyczących warunków przyłączenia
• Procedura 50,2 Hz i 49,5 Hz – nowe koncepcje systemowe wprowadzona w 2011 i 2015 roku dla powolnego wyłączania wytwarzania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, głównie PV, w przypadku przekroczenia określonych progów częstotliwości jako część rozporządzenia w sprawie stabilności systemu (SysStabV).
• Włączenie energii elektrycznej z OZE do rynku energii – tzw. opłata wyrównawcza jako część opłaty za energię, zawarta w pierwszej ustawie o odnawialnych źródłach energii (EEG 2000) – służyła uregulowaniu stałego wynagrodzenia za wytwarzanie ekoproduktów, które stopniowo były sprzedawane na rynku. Obecnie duża część energii elektrycznej wytwarzanej w OZE nie podlega opłacie stałej i jest sprzedawana bezpośrednio na giełdzie po tańszych cenach. Zgodnie z zapowiedzią rządu, opłata ma zostać wycofana z rynku do końca 2023 roku.
• Dokładne prognozy pogody/prognozy wytwarzania energii z OZE – wraz ze wzrostem wytwarzania energii z OZE, prognozy pogody i wynikające z nich prognozy wytwarzania energii z OZE zyskały na znaczeniu. Obecnie stosowane metody prognozowania, oparte na metodach AI (sieci neuronowych), charakteryzują się średnim odchyleniem poniżej 2% dla okresów 4-godzinnych. Operatorzy sieci zazwyczaj korzystają z kilku systemów prognozowania OZE i wykorzystują wyniki tych obliczeń do określenia optymalnej pracy sieci dla danego przedziału czasowego.
• Nowe regulacje redispatchingowe- niedokładne prognozy pogody, a co za tym idzie utrudnione planowanie dostaw energii elektrycznej z OZE były powodem wzrostu kosztów redispatchingu dla elektrowni. Zwiększenie dokładności prognoz oraz wprowadzenie dodatkowych mechanizmów zwiększających elastyczność systemu wytwórczego doprowadziło do zmniejszenia kosztów redispatchingu.
• Autostrady energetyczne HVDC – przesunięcie ośrodków wytwórczych z południa (elektrownie jądrowe) na północ (elektrownie wiatrowe) spowodowało konieczność przesyłania dużych ilości energii elektrycznej do ośrodków obciążenia na południu. Ze względu na odległości transmisji, systemy AC muszą być zastąpione przez systemy DC. Obecnie w budowie znajdują się trzy nowe trasy o łącznej mocy przesyłowej do 10 GW, każda o długości 1000 km.

Umowa koalicyjna i jej ocena

Punktem wyjścia dla nowego rządu w Niemczech jest miks energetyczny na koniec 2021 r. Osiągnięty udział energii odnawialnych w produkcji energii elektrycznej na poziomie 42,1 % jest dobrym wynikiem, ale niestety w ostatnich latach rządów Angeli Merkel ilość nowych instalacji OZE rocznie znacznie się obniżyła. Rysunek 4 przedstawia wzrost mocy elektrowni wiatrowych i fotowoltaicznych w Niemczech w ostatnich latach.

Rysunek 4 Sytuacja wyjściowa dla kolejnej fazy transformacji energetycznej. Niższy wskaźnik instalacji energii odnawialnych w Niemczech, a) Energia wiatrowa (źródlo KATAPULT), b) Ogniwa fotowoltaiczne (źródło BMWK)

Dane te wyraźnie pokazują, że wzrost mocy zainstalowanej w energetyce wiatrowej załamał się w latach 2018-21, a mocy PV załamał się w latach 2012-2017. Te niekorzystne tendencje wynikały ze zmieniających się warunków w przypadku wysokiego udziału odnawialnych źródeł energii (np. ustawa 10H), które nie doprowadziły do koniecznych dostosowań uwarunkowań prawnych ramowych. Przy założeniu niezmienionego zużycia energii w kolejnych latach do 2030 r. powstanie potrzeba substytucji energii, która nie będzie wyprodukowana z powodu wyłączenia elektrowni jądrowych (planowo do 2022) i węglowych (wg. planu nowego rządu do 2030). Jeśli nieco uprościmy, dla celów ilustacyjnych,  obliczenia, możemy założyć, że 213 TWh energii elektrycznej powinno zostać zastąpione przez wytwarzanie tej energii w źródełach OZE. Zakładając zapowiadany wzrost zainstalowanej mocy PV do 200 TWh, oznacza to wzrost produkcji o ok. 150 TWh, co odpowiada ok. 150 dodatkowym GW zainstalowanej mocy PV. Pozostałe dodatkowe 63 TWh powinny pochodzić z energii wiatrowej, co oznacza, że należy zainstalować 25 GW nowych mocy w elektrowniach wiatrowych, w wyniku czego zainstalowana moc energii wiatrowej wynosiłoby na rok 2031 88 GW.

Dalsze zmiany, szczególnie substytucja gazu przez wodór, oraz ogólny wzrost zużycia energii elektrycznej na wskutek współdziałania sektorów doprowadzić ma do bezemisyjnego systemu, ktorego struktura wytwórcza stan na rok 2045 poglądowo przedstawiona jest na rysunku 5.

Rysunek 5: Koszyk energetyczny w Niemczech w 2021 r. i planowany udział w 2045 r. Rysunek ilustracyjny (dane BWME)

Z tego obrazu widać, przed jakimi zadaniami stanie niemiecka energetyka w ciągu najbliższych 20-25 lat. Nie tylko bowiem prawie 70 procentowy wzrost zapotrzebowania na energie elektryczną ale przede wszystkim opracowanie całkowicie nowego systemu produkcji i dystrybucji wodoru, mającego służyć jako rezerwowy nośnik energii i substytut wielu produktów mineralnych w przemyśle chemicznym, jest zadaniem nowym, a jego realizacja obarczona jest w związku z tym ryzykiem (np. problemy z przesyłem i magazynowaniem). Ostateczny kształt (design) systemu na lata po 2045 roku w Niemczech została zaprezentowana m.innymi w 2018 roku przez grupy projektowej ISYS z Akademii Nauk acatech [7] (autorzy byli zaangażowani w prace tej grupy projektowej) i ogólnie pokrywa sie z propozycjami będącymi wynikami badań innych instytucji takich jak DENA, VDE cyz BMWE.

W niniejszym projekcie omówiono szczegółowo potrzebę zainstalowania nowych mocy w elektrowniach gazowych, które mają być stopniowo przestawiane na zastosowanie wodoru jako paliwa. Czy ma to być 25 GW, czy może 60 GW lub więcej? Trwające badania na ten temat nie są jeszcze zakończone. Zależy to nie tylko od założeń Energiewende, ale także od decyzji europejskich. W ostatnich dniach Unia Europejska przyjęła tzw. taksonomię, która zalicza do technologii przejściowych zarówno energię gazową, jak i jądrową. Niedługo okaże się, jak w tej sytuacji rozwiną się strategie poszczególnych krajów europejskich, do których musi się dostosować niemiecki miks energii.

Wreszcie nowy rząd przedstawił limity emisji, które muszą być osiągnięte w ciągu najbliższych kilku lat (rys. 6). Czarna linia na tym rysunku pokazuje przybliżony rozwój w oparciu o obecne trendy i prognozy. Pokazuje to, że nadal pozostaje wiele do zrobienia, aby zapewnić rzeczywiste osiągnięcie celów mierzonych pod względem redukcji emisji CO2.

Rysunek 6 Przewidywana redukcja emisji CO2 przez nowy rząd Niemczech (©BMU – tłumaczenie autorów) [xx] 

Z powyższych rozważań na temat umowy koalicyjnej nowego rządu niemieckiego [8] oraz analizy operatorów sieci w Niemczech wynikają następujące warunki, które muszą zostać spełnione, aby zapewnić bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej do 2045 roku i później:

Podstawowe warunki ramowe dla OSP

• Masowy rozwój energii odnawialnych wymaga szybszego tempa i większego zaangażowania w rozbudowę sieci na wszystkich poziomach. W tym celu rząd federalny niezwłocznie zleci Federalnej Agencji ds. Sieci (BnetzA) oraz operatorom sieci elektroenergetycznych opracowanie nowego planu, który wykraczałby poza obecne plany rozwoju sieci i uwzględnił nowe cele klimatyczne (patrz rysunek 7). W związku z tym procedury planowania i zatwierdzania projektów rozbudowy sieci zostaną zmodernizowane, odbiurokratyzowane i ucyfrowione. Poprzez wcześniejsze zaangażowanie obywateli w procesach decyzyjnych można osignąć, że planowanie będzie szybsze i bardziej efektywne. Działania naszego rządu w tym zakresie mają na celu skrócenie czasu trwania procedur o co najmniej połowę.
• Zapewnienie kapitału na infrastrukturę sieciową będzie nadal wymagało atrakcyjnych warunków inwestycyjnych w porównaniu z innymi krajami europejskimi.
• Do połowy 2023 r. rząd przedstawi nową „mapę drogową” dla rozwoju systemu w uwzględnieniem jego stabilności.

Ustawa o ochronie klimatu i program natychmiastowej ochrony klimatu

• Do końca 2022 roku rząd opracuje ustawę o ochronie klimatu i uruchomimy natychmiastowy program ochrony klimatu ze wszystkimi niezbędnymi ustawami, rozporządzeniami i środkami.

Źródła odnawialne

• Cele dla energii odnawialnych są dostosowane do wyższego zapotrzebowania na energię elektryczną brutto wynoszącego 680-750 TWh w 2030 roku, z tego 80 procent ma pochodzić z odnawialnych źródeł energii. Dlatego też przyspieszy się rozbudowę sieci i dynamicznie dostosowuje się roczny wolumen przetargów OZE.
• Procedury planowania i zatwierdzania rozbudowy sieci zostaną znacznie przyspieszone. Energie odnawialne leżą w interesie publicznym i służą bezpieczeństwu dostaw przez co rząd obejmie je tymczasowym priorytetem do czasu osiągnięcia pełnej neutralności klimatycznej.
• Zapewnione zostanie, że energia elektryczna z odnawialnych źródeł energii wykorzystywana będzie w sposób ekonomiczny również w celu osiągniecia wysokiego stopnia sprzężenia sektorowego, poprzez wykorzystanie jej chwilowych nadmiarów do produkcji wodoru.

Morska energia wiatrowa

• Znacząco zwiększone zostaną moce morskiej energetyki wiatrowej – co najmniej 30 GW w 2030 r., 40 GW w 2035 r. i 70 GW w 2045 r. W tym celu zabezpieczone zostanie odpowiednie tereny w Zagranicznej Strefie Ekonomicznej. Wiatrowe instalacje morskie będą miały pierwszeństwo przed innymi formami użytkowania tych terenów.
• Będzie dalej rozwijana europejska współpraca w dziedzinie offshore i będą rozwijane projekty transgraniczne na Morzu Północnym i Bałtyckim.
• Wygenerowaną energię wiatrową na morzu przyłączy się priorytetowo do sieci na lądzie. Niezwłocznie podjęte zostaną niezbędne decyzje technologiczne, np. dotyczące roli hybrydowych połączeń międzysystemowych, sieci morskich typu mesh lub połączeń wielopunktowych, pamiętając o integracji sieci lądowych.

Energia wiatrowa na lądzie

• Dwa procent powierzchni kraju ma zostać przeznaczone na lądową energetykę wiatrową.

PV

• Celem rządu w zakresie rozwoju fotowoltaiki (PV) jest około 200 GW do 2030 r. Aby to osiągnąć, będą m.in. usunięte wszelkie przeszkody i przyspieszone będą procedury przyłączanie urządzeń PV do sieci.

Stopniowe wycofywanie węgla

• Aby osiągnąć cele w zakresie ochrony klimatu, konieczne jest również przyspieszenie wycofywania się z produkcji energii elektrycznej z węgla. Celem nowego rządu jest wycofanie węgla do 2030 roku.
• Elektrownie gazowe, które są potrzebne do czasu zapewnienia dostaw energii ze źródeł odnawialnych, powinny być również budowane na terenach istniejących elektrowni, aby wykorzystać istniejącą infrastrukturę (sieciową) i zabezpieczyć perspektywy na przyszłość. Muszą one być budowane w taki sposób, aby mogły być przetwarzane na gazy neutralne dla klimatu (H2-Ready). Gaz ziemny jest niezbędny w okresie przejściowym.
• Rząd będzie regularnie dokonywał przeglądu bezpieczeństwa dostaw i szybkiej ekspansji odnawialnych źródeł energii. W tym celu monitorowanie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i ciepła zostanie przekształcone w prawdziwy test warunków skrajnych.

Wodór

• Strategia wodorowa będzie realizowana konsekwentnie.
• Celem rządu jest osiągnięcie mocy elektrolizy na poziomie około 10 gigawatów w 2030 roku. Zapewni się to m.in. poprzez rozwój morskiej energetyki wiatrowej oraz poprzez europejskie i międzynarodowe partnerstwa energetyczne.”
• Pierwszym priorytetem jest produkcja krajowa oparta na odnawialnych źródłach energii.
• Rząd nie chce ograniczać wykorzystania wodoru tylko w sektorze energetycznym. Zielony wodór powinien być stosowany również a może i preferencyjnie przede wszystkim w tych sektorach gospodarki, w których nie jest możliwe przekształcenie procesów w celu osiągnięcia neutralności pod względem emisji gazów cieplarnianych poprzez bezpośrednią elektryfikację (np. hutnictwo).

Elektromobilność

• Warunki ramowe i środki finansowania zostaną dostosowane w taki sposób, aby Niemcy były wiodącym rynkiem elektromobilności z co najmniej 15 milionami samochodów elektrycznych w 2030 roku.
• Rozbudowa infrastruktury ładowania musi wyprzedzać popyt. Przyspieszona zostanie zatem rozbudowa infrastruktury punktów ładowania, mając na celu stworzenie miliona publicznie i niedyskryminująco dostępnych punktów ładowania do 2030 r.
• Stworzone będą warunki techniczne i organizacyjne umożliwiające tzw. ładowanie dwukierunkowy.

Nowe wyzwania

Struktura operatorów sieci w Niemczech opiera się na czterech obszarach zasilania, które są zarządzane przez niezależnych operatorów sieci. Operatorzy sieci mają różną strukturę własności. Dwa z nich są w większości własnością zagraniczną (Belgia i Holandia), a żaden z operatorów sieci nie jest kontrolowany przez państwo niemieckie. Struktura ta jest przedstawiona na rysunku 7. Operatorzy sieci w Niemczech mają podobną wielkość pod względem mocy i energii a ich obciążenia szczytowe mieszczącą się w przedziale od 17 do 25 GW. Rynek energii elektrycznej Niemiec jest zrównoważony jako całość jak również w poszczególnych obszarach zasilania.

Rysunek 7 Struktura operatorów sieci w Niemczech. / Francis McLloyd – Praca własna, CC BY-SA 3.0 [6] /

Planowanie systemu elektroenergetycznego odbywa się w ramach tzw. planu rozwoju sieci, który jest sporządzany z 10-letnim wyprzedzeniem i obejmuje również planowanieperspektywiczne do roku 2050. Wyniki tych działań są włączane do europejskiego TYDP (Teen Years Development Plan) ENTSO-E i koordynowane z nim. Plany 10-letnie są zatwierdzane przez niemieckiego regulatora sieci, Bundesnetzagentur (BnetzA).

Zapowiedź zmian w planach rozwoju systemu energetycznego przez nową koalicję w Niemczech została pozytywnie przyjęta przez operatorów sieci i branżę. Nowe cele, w szczególności przyspieszona rozbudowa odnawialnych źródeł energii i wcześniejsze wyłączenie elektrowni węglowych (do 2030 r. zamiast do 2038 r.) przy jednoczesnym utrzymaniu planu wyłączenia ostatnich elektrowni jądrowych w 2022 r., spowodowały konieczność nowych obliczeń sieciowych. Pierwsze wyniki nowego modelu potwierdzają, że możliwe jest przyjęcie nowego scenariusza rozwoju systemu. Wyniki te pokazują jednak nowe wyzwania, przed którymi stanie operator sieci energetycznych. W tabeli 1 zestawiono dane z obliczeń modelowych przeprowadzonych przez operatora sieci Amprion w grudniu 2021 r. dla Niemiec, z których wynika, że przyjęty wcześniej scenariusz referencyjny na rok 2030 ulega zmianie. Prognozowana na ten rok moc elektrowni węglowych zmniejsza się o 17 GW (podczas gdy moc elektrowni gazowych pozostaje na poziomie 25 GW). Założenia te są oczywiście dyskusyjne, ale wyniki pokazują tendencję, którą należy wziąć pod uwagę, jeśli zakładane plany mają zostać zrealizowane.

Tabela 1: Porównanie scenariuszy rozwoju miksu w Niemczech w wyniku wczesnego wycofania węgla [9]

	Stan obecny (2019)	Scenariusz stopniowego wycofywania węgla do 2030 r.	Scenariusz referencyjny na rok 2030
Moc zainstalowana [GW] RES PV Wiatr lądowy Morski wiatr Biomasa Zbiorniki wodne i elektrownie wodne Inne OZE Konwencjonalne Energia jądrowa Węgiel kamienny Węgiel brunatny Gaz Zeimny El. magazynowanie szczytowe i elektrownie szczytowo-pompowe Olej Inne konwencjonalne	124 49 53 7,5 8,3 4,8 1,3 101 8,1 24 20 30 9,8 4,4 4,3	273 150 85 25 7 5,3 0,6 41 0 0 0 25 9,4 1,8 4,4	224 129 66 15 8 5,3 0,6 58 0 8 9 25 9,4 1,8 4,4
Produkcja i zużycie energii [TWh] RES ogółem Zużycie energii brutto Procent OZE	237 576 41	505 633 80	409 627 65
Konwergencja sektorów Pompy ciepła [mln sztuk] Elektromobilność [mln samochodów] Skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej [GW]. Power-to-gas [GW].	1 0,3 0,8 <0,1	6 14 6,3 7,5	6 14 6,3 7,5

 

Po pierwsze, niezależność energetyczna Niemiec nie ulegnie zmianie (patrz rys. 8). Widać, że bilans mocy na granicach Niemiec zmieni się tylko nieznacznie, o kilka procent.[2]

Rysunek 8 Wytwarzanie, zapotrzebowanie i handel (w TWh)

Po drugie, wyłączenie 17 GW elektrowni węglowych spowoduje znaczące przesunięcie centrów wytwórczych. Nastąpią przesunięcia w przepływach mocy, które spowodują dodatkowe obciążenia w różnych częściach sieci, które nie są przystosowane (nie były zaplanowane) do tego typu lokalizacji zasilania. Na rysunku 9 przedstawiono przykładowe wyniki analizy napięć w przypadku zwarć w różnych punktach sieci. Widać (rys. 9b), że prawie cały obszar północnych i środkowych Niemiec jest znacznie bardziej zagrożony załamaniem napięcia niż miałoby to miejsce, gdyby elektrownie węglowe nadal pracowały.

Rysunek 9 Napięcia na szynach10 stacji obliczone dla wariantu z i bez elektrowni węglowych w 2030 roku, 50 ms po lokalnym zwarciu

Tym i innym wyzwaniom należy zapobiegać poprzez wczesne podjęcie działań mających na celu wzmocnienie sieci, wprowadzenie nowych metod zarządzania i nowych mechanizmów rynkowych jak również odpowiednich uwarunkowań prawnych. Operatorzy sieci energetycznych w Niemczech widzą szereg pilnych zadań, które muszą być rozwiązane w najbliższej przyszłości by Energiwende zakończyła się powodzeniem:

• Wzmocnienie i umocowanie prawne współpracy OSP i OSD – choć temat ten jest dyskutowany od ok. 2010 r., nadal nie ma ostatecznych ram organizacyjno-prawnych dla tej współpracy (np. Redispch 2.0)
• Pełna cyfryzacja systemu elektroenergetycznego we wszystkich obszarach (opomiarowanie, administracja, eksploatacja i rozliczenia) są niezbędnym elementem sektora energetycznego – rozwój systemów pozostawia w tym zakresie wiele do życzenia
• Nowe metody ruchu (np. przy deficycie inercji) są potrzebne zarówno dla strategii wyposażenia sieci (np. rezerwy wirujące), jak i dla prowadzenia ruchu w warunkach zmniejszonej inercji. Ważna jest tu rola ENTSO-E, które aktualnie prowadzi prace badawcze w tym kierunku.
• Technologia turbin H2 powinna być rozwijana i testowana na skalę przemysłową. Turbiny te powinny być zdolne do pracy z różną zawartością H2 w gazie spalinowym (od 0 do 100%).
• Należy jak najszybciej opracować nowy model rynku energii dostosowany do ostatecznej struktury systemu i rynku europejskiego, tak aby rynk ukierunkowywał rozwój systemu (prace w tym kierunku dla rynków day-a-head i intraday są już prowadzone).
• Cyberbezpieczeństwo systemów energetycznych powinno uyzskać najwyższy priorytet. Należy opracować autonomiczne zasady funkcjonowania kontroli systemu (izolowane systemy informacyjne) oraz zapewnić bezpiecznych przepływ informacji.
• Szkolenie personelu dla potrzeb przyszłego systemu powinno rozpocząć się już teraz, zarówno na poziomie średnim, jak i wyższym. Odpowiednie jednostki szkoleniowe powinny dostosować swój profil kształcenia do nowych technologii.

Podsumowanie

Energiewende jest zadaniem długofalowym, które do 2045 roku ma doprowadzić do przekształcenia niemieckiego systemu energetycznego w system bezemisyjny. Prace nad tym zadaniem rozpoczęły się w latach 80. i dotychczasowe wyniki są zachęcające, ale w ostatnich latach nastąpiły pewne opóźnienia w realizacji wyznaczonych celów. Ważnym elementem transformacji energetycznej jest jej europejska i globalna koordynacja, ponieważ ochrona klimatu jest zadaniem globalnym.

Na drodze do bezemisyjnego systemu energetycznego wyróżnia się 4 etapy, z którymi wiążą się różnorodne wyzwania techniczne, organizacyjne i społeczne. Wyzwania techniczne, które są przedmiotem niniejszego artykułu, pojawiają się wraz ze wzrostem udziału odnawialnych źródeł energii w koszyku energetycznym i ogólnie dotyczą zapewnienia niezawodnych dostaw energii. W tym względzie UE opiera się na europejskim systemie energetycznym, który jest zróżnicowany pod względem różnych rodzajów źródeł wytwarzania energii. Przyjęta niedawno taksonomia przewiduje okres przejściowy dla stosowania technologii gazowych i jądrowych w celu stabilizacji dostaw energii elektrycznej, przy czym ostatecznym celem jest stworzenie w całej Europie gospodarki bezemisyjnej, wykorzystującej odnawialne źródła energii. Plany w tym zakresie znane są zarówno w ramach planowania dziesięcioletniego poszczególnych krajów europejskich, jak i planowania TYDP w ramach ENTSO-E.

Wiele nowych problemów technicznych (np. stabilna praca systemu przy wysokim udziale OZE) i ekonomicznych (obniżenie kosztów wytwarzania energii z OZE) zostało już pomyślnie rozwiązanych. Dzisiejsze sieci są nadal niezawodne i efektywnie wytwarzają energię elektryczną. W przyszłości trzeba będzie stawić czoła jednak nowym wyzwaniom, zarówno tym znanym, jak i nieznanym by sieci zachowały swoją wyską niezawodnosć. W dobie niemal codziennych lotów kosmicznych trudno sobie wyobrazić, by wykraczały one poza dzisiejsze możliwości technologiczne. Umiejętności, doświadczenie i pomysłowość inżynierów z krajów europejskich wydają się być w tym przypadku wystarczające.

 

Autorzy 

Z. Styczyński z M. Kranholdem w biurowcu 50Hertz w Berlinie dnia 2.09.2021 r.

Univ.-Prof. dr hab. inż. Zbigniew Antoni Styczyński, jest emerytowanym profesorem Uniwersytetu w Magdeburgu. W latach 1973-1991 pracował na Politechnice Wrocławskiej, ostatnio na stanowisku docenta i zastępcy dyrektora Instytutu Elektroenergetyki. W latach 1991-2015 pracował na Uniwersytecie w Stuttgarcie i Uniwersytecie Otto von Guerike w Magdeburgu. Był kierownikiem Katedry Energii Odnawialnych, dziekanem wydziału i prezesem Centrum Energii Odnawialnych w Saksonii-Anhalt. Do dziś jest dyrektorem Centrum Doradczego w Fundacji Steinbiesa. Jest profesorem honorowym Politechniki Wrocławskiej.

Dr. h.c . Dipl.-Ing. MBA Michael Kranhold jest dyrektorem i prokurentem w OSP 50-Hertz- Transmission GmbH Berlin. Od 1993 roku zajmował różne stanowiska w przemyśle energetycznym, w tym w centralnej dyspozycji mocy w Pradze oraz w Vatenfall. W firmie 50-Hertz jest odpowiedzialny za bilansowanie strefowe i rozliczanie klientów. Posiada tytuł doktora honoris causa Uniwersytetu Ekonomicznego w Sankt Petersburgu.

Literatura

1. Klub Rzymski. https://www.clubofrome.org/, dostęp 14 stycznia 2022 r.
2. Ernst Ulrich von Weizsäcker, Andreas Wijkman. Wir sind dran. Der große Bericht. Club of Rome. Pentheon 2017.
3. IMGW-PIB: Wstępna Analiza Klimatu 2021. https://www.pl/sites/default/files/2022-01/imgw_0126-wstepna-analiza-klimatyczna-2021.pdf, dostęp 7 lutego 2022 r.
4. Ustawa o odnawialnych źródłach energii. Ustawa o odnawialnych źródłach energii. https://pl.wikipedia.org/wiki/Erneuerbare-Energien-Gesetz. dostęp w dniu 14 stycznia 2022 r.
5. Przemysław Komarnicki, Michael Kranhold, Zbigniew Styczyński. Sprzężenie sektorowe. Spinger Verlag 2021, wydanie niemieckie. (Wydanie angielskie ukaże się w 2022 roku)
6. Autor: Francis McLloyd – Praca własna, CC BY-SA 3.0, https://commons.wikimedia.org/w/index.php?curid=22232969
7. Projekt ESYS Akademii Nauk. https://www.acatech.de/projekt/esys-energiesysteme-der-zukunft/. Dostęp 08 lutego 2022 r.
8. Umowa koalicyjna rządu federalnego 2021. https://www.bundesregierung.de/breg-de/service/gesetzesvorhaben/koalitionsvertrag-2021-1990800. Retrieved 8 February 2022.
9. Skutki wycofania węgla. Amprion grudzień 2021. https://www.amprion.net/Dokumente/Presse/Stellungnahmen/2021/Amprion_Kurzuntersuchung_Kohleausstieg_2030.pdf. Dostęp 08 lutego 2022 r.

[1] Redukcje emisji odnoszą się do roku bazowego, w tym przypadku 1990.

[2] Należy przyjąć, że dane i obliczenia są z reguły obarczone kilkuprocentowym błędem (<5%).