(Montel/PSE/Anna Kucharska)
Po 2,5 roku przerwy Polska wznowiła import energii elektrycznej z Niemiec po tym, jak transgraniczne sieci energetyczne zostały odpowiednio wzmocnione technicznie. Taką informację podał w zeszłym tygodniu niemiecki portal gospodarczy Montel.
Polska zaniechała importu energii po pogarszających się w kolejnych latach seriach niekontrolowanych przepływów kołowych z Niemiec (tzw. przepływy kołowe), które mocno obciążały krajowe sieci energetyczne. Nadmiar prądu powodowany był okresowo ogromną produkcją energii elektrycznej na niemieckich farmach wiatrowych. Ponieważ moce transmisyjne niemieckich sieci nie są wystarczające do przesyłu energii do odbiorców na południu kraju i przede wszystkim do Austrii, Niemcy wykorzystują w tym celu państwa sąsiedzkie, głównie Polskę i Czechy.
Na południu Niemiec są utrzymywane stałe moce wytwórcze energii z konwencjonalnych źródeł, które nie mogą zostać wyłączone w sytuacji nadpodaży z farm wiatrowych. Przy zbyt wielkiej ilości energii dochodziło do „zapychania” polskich i czeskich sieci. Powodowało to destabilizację sieci energetycznych w Polsce i Czechach, dodatkowo uniemożliwiając realizację transakcji handlowych obu tych państw z Niemcami.
Z tego powodu polski Urząd Regulacji Energetyki interweniował w Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (Agency for Cooperation of Energy Regulators – ACER), która zajmuje się koordynacją i wspieraniem współpracy organów regulacyjnych. URE zwrócił się z prośbą o zbadanie braku wyznaczenia zdolności przesyłowych na granicy austriacko-niemieckiej. Brak wyznaczenia tych tak zwanych wskaźników rozpływu mocy powodował, że niemiecko-austriackie transakcje, zawierane w okresach wysokiej produkcji energii w Niemczech, przekraczały moce transmisyjne zarówno tych dwóch państw, jak również sąsiadów.
We wrześniu 2015 r. ACER wydała opinię, w której potwierdziła brak mechanizmu alokacji na granicy niemiecko-austriackiej, w wyniku czego transakcje między tymi państwami są zawierane bez żadnych ograniczeń i koordynacji z krajami sąsiadującymi. To z kolei sprawia, że państwa pośredniczące w wymianie energii – w tym Polska – ponoszą z tego powodu straty, nie mogąc uczestniczyć w transgranicznej wymianie energii. Jak podało URE, te straty Agencja oszacowała na 87,5 milionów euro w 2011 r., 116,7 milionów euro w 2012 r. i 108,6 milionów euro w 2013 r.
Z tego względu ACER zaleciła w swojej opinii wprowadzenie stosownych rozwiązań technicznych gwarantujących bezpieczeństwo sieci oraz częściowe rozdzielenie niemiecko-austriackiego wspólnego obszaru wymiany handlowej. To drugie zalecenie uderzało w ideę wspólnego europejskiego rynku energii elektrycznej, do którego rynki regionalne, takie jak niemiecko-austriacki, miały być krokiem pośrednim.
Wspólna strefa handlu energią elektryczną Austrii i Niemiec, z jedną strefą cenową, istnieje od 2001 r. i jak dotąd jest to największy taki rynek w Europie. Niemcy należą też do największych dostawców energii elektrycznej brutto w Austrii. Gwarantuje to Austriakom niższe ceny za energię, szczególnie dla przemysłu. Stąd też Austria mocno sprzeciwiła się zaleceniu ACER dotyczącemu rozdzieleniu strefy handlu energią z Niemcami. Tym bardziej, że rekomendacje Agencji nie są wiążące.
W grudniu 2015 r. Instytut Energii na Uniwersytecie Johannesa Keplera w Linz opublikował raport, w którym zaznaczał, że rozdział niemiecko-austriackiej strefy handlowej miałby szczególnie negatywne konsekwencje zwłaszcza dla austriackich odbiorców, nie tylko przemysłowych, ale też prywatnych. W podobnym tonie wypowiada się także austriacki regulator E-Control wskazując, że tworzenie sztucznych ograniczników transgranicznych w przesyle energii nie rozwiąże problemów krajowych i że konieczna jest modernizacja sieci także w państwach obszaru rynkowego Europy Środkowo-Wschodniej. Również strona niemiecka nie jest przychylna rozwiązaniu polegającym na rozdzieleniu wspólnej z Austrią strefy handlu energią.
Jednak w lutym br. magazyn gospodarczy Bizz Energy poinformował, że dotarł do dokumentu sporządzonego przez urzędy regulacyjne i nadzorcze z Europy Środkowej i Austrii oraz niemiecką Agencję ds. Sieci, w którym za wyjątkiem Austrii wszyscy wyrażają zgodę na rozdział wspólnej niemiecko-austriackiej strefy handlu energią. Według dokumentu mogłoby do tego dojść już w 2018 r.
Z pozostałych działań, Austria i Niemcy zobowiązały się do wprowadzenia procedur zarządzania ograniczeniami w przesyle. Zgodnie z informacjami niemieckiej Agencji ds. Sieci, działania w tym zakresie obejmują dwa cele strategiczne, których realizację przewiduje się na rok 2019. Po pierwsze, połączenie europejskich rynków środkowo-zachodnich z obszarem rynkowym Europy Środkowo-Wschodniej oraz po drugie, wprowadzenie metod obliczania rozpływów mocy na granicach wymiany handlowej.
Jak poinformowały Polskie Sieci Elektroenergetyczne 22 czerwca, rozpoczęły one eksploatację przesuwnika fazowego na południowym połączeniu pomiędzy stacjami Mikułowa (Polska) i Hagenwerder (Niemcy). Operatorzy systemów przesyłowych PSE i 50Hertz uzgodnili tymczasowe wyłączenie linii transgranicznej pomiędzy stacjami Vierraden (Niemcy) i Krajnik (Polska) PSE zakończyło prace nad instalacją przesuwników fazowych (dalej – PST) w stacji Mikułowa. Urządzenia przeszły z wynikiem pomyślnym wszystkie niezbędne testy techniczne i obecnie pracują.
Zgodnie z wcześniej przekazywanymi informacjami zawartymi w komunikacie z dnia 13 kwietnia 2016, Operatorzy systemów przesyłowych PSE i 50Hertz uzgodnili tymczasowe wyłączenie linii transgranicznej pomiędzy stacjami Vierraden (Niemcy) i Krajnik (Polska). Linia została wyłączona w dniu 22 czerwca 2016 r. o godz. 12.15.
Tymczasowe wyłączenie linii Vierraden-Krajnik pomoże w utrzymaniu bezpiecznej pracy obu sieci przesyłowych, nawet w przypadku dużego obciążenia połączenia polsko-niemieckiego przez przepływy niegrafikowe. Jest to także konieczne dla skutecznego stosowania PST w stacji Mikułowa, dzięki czemu będzie możliwe wykorzystanie w pełni możliwości regulacyjnych tego urządzenia. Uruchomienie PST w stacji Mikułowa w połączeniu z wyłączeniem linii Krajnik-Vierraden powinno pozwolić na zmniejszenie konieczności stosowania kosztownych środków zaradczych w postaci dwustronnego i wielostronnego redispatchingu, który – jak pokazuje doświadczenie z lata 2015 r. – nie zawsze jest dostępny – podają PSE.
