Niemiecka transformacja energetyczna to lekcja dla Polski. Przez brak odpowiedniego przygotowania koszty Energiewende wzrosły. Kluczowe jest dostosowanie sieci do rozwoju Odnawialnych Źródeł Energii. To ważny wniosek dla Polski – pisze Bartłomiej Sawicki, redaktor BiznesAlert.pl.
Energiewende
Niemcy postawiły sobie ambitny cel, aby do 2050 r. co najmniej 80 proc. dostaw energii elektrycznej pochodziło ze źródeł odnawialnych. Aby zapewnić stabilne i bezpieczne zasilanie w przyszłości, sieci energetyczne muszą być dostosowane do zmian w strukturze wytwarzania. W 2000 roku weszła w Niemczech pierwsza wersja ustawy o dotacji energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych. Przez kolejne lata była ona modyfikowana. Ustawa uważana jest za podstawę niemieckiego systemu Energiewende. Gwarantuje ona pierwszeństwo w przepływie energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych oraz ustalenie dla niej minimalnej ceny rynkowej. Skutkowała powstaniem systemu mającego gwarantować bezpieczny i przewidywalny poziom inwestycji. Pozwoliła ona producentom energii z OZE na dostęp do sieci, a operatorzy sieci zostali prawnie zobligowani do zakupu energii odnawialnej. Rozwój OZE pociągnął więc za sobą rozwój taniej, wspieranej przez państwo energii, przekładającej się w okresach szczytowej produkcji na przeciążenie sieci, które w Niemczech nie są przystosowane do szybkiego rozwoju energetyki wiatrowej na północy kraju.
Skutki uboczne dla sąsiadów
Pierwszego października tego roku nastąpiło oficjalnie rozdzielenie stref cenowych w przepływie energii elektrycznej między Niemcami a Austrią. Zgodnie z umową zawartą w maju ub. roku, wraz z początkiem października tego roku, w efekcie rozdzielenia rynku niemieckiego od austriackiego, ograniczono możliwości przepływu energii elektrycznej między oboma krajami przez Polskę i Czechy. Niemiecka i austriacka prasa donosi, że prowadzi to już teraz do wzrostu cen energii, w tym także dla indywidualnych odbiorców.
Pozostaje pytanie, jak wpłynie to na ceny detaliczne, ponieważ tylko około jednej trzeciej rachunków za energię elektryczną można przypisać komponentowi energetycznemu. Ceny hurtowe i giełdowe energii elektrycznej w Austrii i Niemczech rosły już przez długi czas, nawet przed rozdzieleniem dwóch stref cenowych. Średnie ceny w Austrii okazały się o 3,2 procent wyższe od niemieckich.
Według obliczeń Austriackiej Agencji Energetycznej, dodatkowe koszty ponoszone przez gospodarstwa domowe mogą być umiarkowane, ponieważ dotyczy to tylko elementu energetycznego rachunku za energię elektryczną. Ponadto ceny hurtowe energii elektrycznej znacznie wzrosły w ostatnich miesiącach nie tylko w związku z rozdzieleniem stref, ale także w związku z innymi czynnikami rynkowymi, co jest trendem europejskim.
Indywidualni, państwowi dostawcy energii zapowiedzieli podwyżki cen dla swoich klientów (gospodarstwach domowych) lub już je wdrożyli. Są uzasadnione wyższymi kosztami zamówień i oddzieleniem strefy cen energii elektrycznej. Rachunek za energię elektryczną i gaz składa się z trzech komponentów: ceny „czystej” energii (tylko tutaj możliwa jest zmiana dostawcy), zależne od lokalizacji opłaty sieciowe oraz podatki i cła. Cena energii stanowi około jednej trzeciej całkowitej kwoty. Według Austriackiej Agencji Energetycznej prawie 30 procent stanowią koszty sieci i prawie 40 procent podatki i cła.
Z technicznego punktu widzenia, zdolności przesyłowe na granicy niemiecko-austriackiej wciąż wynoszą 9 – 10 GW, z których obecnie tylko 4,9 GW będzie można wykorzystać w ramach podpisywanych umów. 4,9 GW odpowiada około połowie zużycia energii elektrycznej w Austrii w godzinach szczytu.
Jak dotąd bilateralny handel energią elektryczną między Austrią a Niemcami był nieograniczony. Austriaccy i niemieccy regulatorzy, po długich dyskusjach, w połowie maja zeszłego roku osiągnęli kompromis w sprawie rozdziału wspólnej strefy cen energii elektrycznej, która istnieje od 2002 r. . Podstawą była decyzja europejskich regulatorów (ACER), którzy działali w odpowiedzi na skargi płynące z Polski i Czech. Austriacki regulator skierował sprawę do Sądu Unii Europejskiej, a decyzja tego organu jeszcze nie zapadła.
Ze względu na niedostatecznie rozwinięte linie elektroenergetyczne w Niemczech, energia wiatrowa z północy do centrów konsumpcyjnych na południu przepływa poprzez Polskę i Czechy do Austrii. Rosnąca generacja energii z wiatru w Niemczech przekłada się na tzw. przepływy kołowe, czyli niekontrolowane przepływy energii, co z kolei przekłada się na wzrost niestabilności polskich sieci elektroenergetycznych. Komplikacje zostały częściowo zniwelowane przez zainstalowanie tzw. przesuwników fazowych na granicy Polski i Niemiec. Austriaccy eksperci sugerują więc, że separacja stref cenowych musiałaby faktycznie przebiegać w obrębie Niemiec – na północnej granicy Bawarii. Austria, a także kraje takie, jak Słowenia czy Chorwacja, importowały z Niemiec stosunkowo tanią energię z wiatru i słońca.
Koordynacja OZE z siecią
Rozwój sieci elektroenergetycznych jest w fazie stagnacji, a przejście na Energiewende wciąż nie nastąpiło. To wnioski Federalnego Trybunału Obrachunkowego, który dostrzega błędy popełnione przez niemieckie Ministerstwo Spraw Gospodarczych.
W ciągu ostatnich pięciu lat wydano co najmniej 160 miliardów euro. Jeśli koszty transformacji energetycznej będą nadal rosły, a jej cele będą nadal pomijane, istnieje ryzyko utraty zaufania do zdolności działania rządu. Pomimo znacznego wykorzystania zasobów ludzkich i finansowych, Niemcy, jak dotąd, nie zdołały w pełni osiągnąć swoich celów w zakresie realizacji polityki energetycznej – wynika z raportu Trybunału Obrachunkowego dla rządu federalnego, Bundestagu i Bundesratu.
Trybunał Obrachunkowy krytykuje złą koordynację zarządzania transformacją energetyczną. Potrzebny jest skuteczny system kontroli. Na przykład w samym ministerstwie 34 jednostki w czterech działach są zaangażowane w realizację transformacji energetycznej – wraz z pięcioma innymi ministerstwami federalnymi i wszystkimi landami. Ponadto na szczeblu federalnym i stanowym działa co najmniej 45 komitetów zajmujących się transformacją energetyczną.
Dokonany wysiłek jest jednak w praktyce sprzeczny z jednym z głównych celów Energiewende – oszczędnym i efektywnym wykorzystaniem ograniczonych zasobów. Wszystko to prowadzi do konkluzji, że zakładane cele nie zostały osiągnięte.
Przedsiębiorstwa i gospodarstwa domowe od dawna narzekają na rosnące ceny energii elektrycznej. Mowa jest także o tym, że ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla mogą być instrumentem przydatnym do osiągnięcia celów związanych z transformacją energetyczną. Wielu ekspertów i przedsiębiorców opowiada się za ustaleniem ceny minimalnej za tonę emitowanego CO2, co zwiększyłoby koszty produkcji z węgla. Cena CO2 jest jednak także w Niemczech rozpatrywana, jako sprawa kontrowersyjna politycznie.
Ministerstwo Gospodarki odrzuca krytykę Federalnego Trybunału Obrachunkowego. Nie widzi potrzeby działania i uważa, że przejście energetyczne jest koordynowane skutecznie.
Według najnowszych danych Federalnego Trybunału Obrachunkowego, zwrot energetyczny w samym tylko 2017 roku kosztował około 34 miliardów euro. Oprócz wydatków federalnych w wysokości prawie 8 mld euro obejmuje on również obciążenia dla konsumentów końcowych, w szczególności w wyniku opłaty EEG (opłata OZE przenoszona na rachunki niemieckich gospodarstw domowych, w związku dopłatami do produkcji energii odnawialnej).
Pomimo dużej ilości danych, brakuje jednoznacznego obrazu poczynionych dotychczas wysiłków. – Federalne Ministerstwo Gospodarki korzysta z 48 różnych źródeł danych, aby sprawdzić stan transformacji energetycznej za pomocą 72 wskaźników, a jednak brakuje sensownych danych, które mogłyby mieć znaczenie dla zarządzania transformacją – mówi Przewodniczący Federalnego Trybunału Obrachunkowego Kay Scheller.
Rozwój sieci w środkowych Niemczech. Źródło: Bundesnetzagentur, www.aktiv-online.de
Planowanie i odpowiedzialność za rozbudowę oraz konwersję sieci energetycznych spoczywa na głównych operatorach sieci. Wraz z Federalną Agencją ds. Sieci ustanowili oni krajowy plan rozwoju energetyki 2030.
Aby sprostać wymaganiom związanym z rosnącym przepływem energii z północy, operatorzy sieci przesyłowej w Niemczech, TenneT, TransnetBW i 50Hertz realizują projekty nowych linii SuedLink i SuedOstLink, dwa największe na świecie projekty przesyłu prądu stałego w technologii DC. Linie powstają przede wszystkim jako podziemne kable. SuedLink, linia o długości ponad 700 km oraz SuedOstLink o długości 580 km mają przesyłać przede wszystkim energię pochodzącą z wiatru z północy i północnego wschodu Niemiec do centrów gospodarczych i aglomeracji w Bawarii i Badenii-Wirtembergii. SuedLink jest realizowany przez TenneT i TransnetBW, a SuedOstLink TenneT i 50 Hertz. Do obu połączeń potrzebne jest kilka tysięcy kilometrów podziemnego kabla. Operatorzy są obecnie na etapie certyfikacji dostawców. Cały proces zakupowy dla energii przesyłanej podziemnym kablem DC SuedLink i SuedOstLink ma zostać uruchomiony do końca 2019 roku.
Rozbudowa linii przebiega jednak powoli, także przez opór mieszkańców, czy władz lokalnych. W nadchodzących latach, do 2030 roku, w centralnych i wschodnich Niemczech będą realizowane duże projekty rozbudowy sieci. Przykładem jest największa i obecnie najbardziej kontrowersyjna trasa przebiegu SuedLink, która ma prowadzić z Saksonii przez Turyngię. Jest ona uważana za centralny projekt transformacji energetycznej i ma przesyłać energię z północy na południe Niemiec.
W połowie października 2017 roku władze Turyngii po raz kolejny nie wyraziły zgody na budowę kolejnych linii wysokiego napięcia. W związku z tym Ministerstwo Infrastruktury w Erfurcie odrzuciło wniosek operatorów, którzy planują ekspansję sieci na bazie obecnych linii.
W dniu 23 stycznia 2018 roku Niemiecka Federalna Agencja ds. Sieci ogłosiła, że nie ma alternatywy dla obecnej trasy przez Turyngię. Premier Turyngii Bodo Ramelow zapowiedział pomoc mieszkańcom, którzy nie chcą budowy nowej linii.
Bez rozbudowy sieci przesyłowych może okazać się, że Niemcy będą zmuszone do rozdziału strefy cenowej w kraju na północ i południe, a tego rząd federalny chce uniknąć.
Podziemne kable zamiast linii napowietrznych
Od początku 2016 roku zastosowanie mają nowe wytyczne wobec planowania linii prądu stałego jak SuedLink. Zamiast linii napowietrznych linia ta realizowana jest jako sieć kabli schowanych pod ziemią. Po długich sporach politycznych uznano, że „autostrady elektroenergetyczne” pod ziemią mogą rozwiązać problemy logistyczne i ograniczyć sprzeciw mieszkańców. Jest to jednak kosztowna i długotrwała inwestycja.
Ekspansja sieci elektroenergetycznych w trakcie transformacji energetycznej nie postępuje wystarczająco szybko. Według aktualnych danych Federalnej Agencji Sieci, potrzebne jest 7700 kilometrów nowych sieci lub rozbudowa istniejących, jednak obecnie w budowie jest 1750 kilometrów, a zrealizowano 950 km. – Obecne tempo rozwoju sieci pozostaje w tyle za szybkim wzrostem produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych – twierdzi Federalna Agencja ds. Sieci.
Inicjatywy obywatelskie chcą z różnych względów zapobiegać powstawaniu linii w sąsiedztwie lub obszarach chronionych. Wielu rolników boi się o jakość gruntów, w które wkopane są kable. Ta technologia jest jednak stosunkowo nowa oraz znacząco droższa od budowy napowietrznych linii najwyższych napięć. Co więcej, ta technologia nie jest jeszcze do końca przebadana pod kątem wpływu na środowisko. Jej zaletą jest możliwość budowy linii bez naruszania układu zabudowy, jaki występuje na danej trasie. Patrząc dla porównania na spis inwestycji Polskich Sieci Elektroenergetycznych widzimy, że polska spółka obecnie nie planuje takich projektów.
Sam proces przygotowawczy trwa długo, co wynika z potrzeby konsultacji trasy, sprawdzenia, czy jest ona najkrótsza ze względu na koszty oraz możliwie najmniejszy wpływ na ludzi i środowisko. W zakresie wspominanych inwestycji tzw. konferencje uzgodnieniowe zakończono w 2017, a sam proces zatwierdzania i planowania potrwa ok. trzech lat – do 2021 roku. Wówczas powinny ruszyć prace budowlane, a od 2025 roku powinna już płynąć energia elektryczna.
Niemcy muszą spieszyć się z rozbudową linii, nie tylko ze względu na transformację energetyczną i wzrost udziału OZE w miksie energetycznym, ale także w związku z karami, jakie pociągają za sobą braki w infrastrukturze. Duzi operatorzy sieci, jak TenneT, muszą często wypłacać odszkodowania z tytułu rozszerzeń w związku z tzw. interwencjami ratowniczymi dla sieci. I tak TenneT wypłaciło prawie miliard euro, ponieważ dostępna moc przesyłowa nie wystarczyła na realizacje zleceń. Koszty działań stabilizacyjnych sieci, które są ponoszone bezpośrednio przez odbiorców energii elektrycznej w 2017 roku wyniosły w całym kraju 1,4 miliarda euro. Takie koszty przerzucane są na konsumenta. Powody są złożone. Z jednej strony sieci nie są przygotowane na szybką ekspansję odnawialnych źródeł energii, z drugiej obecnie działające elektrownie konwencjonalne nie są wystarczająco elastyczne, w przypadku dużego napływu wolumenu zielonej energii.
Środki stabilizujące sieci są konieczne, ponieważ istniejąca sieć energetyczna nie jest przystosowana do rosnącego udziału energii ze źródeł odnawialnych. Inwestycje takie jak SuedLink i SuedOstLink mają obniżyć koszty transportu.
Niemieccy operatorzy TenneT i TransnetBW mają zainwestować około dziesięciu miliardów euro w projekt SuedLink, a SuedOstLink, realizowany przez TenneT i 50Hertz, ma kosztować około pięciu miliardów euro. Inwestycje mają być wykorzystywane przez 40 lat.
Niemiecka lekcja dla Polski
Polska będzie także rozwijać OZE, w szczególności linie przesyłowe na północy, w związku z rozwojem energetyki wiatrowej, głównie na morzu, ale i na lądzie.
Pierwsze firmy w Polsce mają już zaawansowane projekty dotyczące morskich farm wiatrowych. Polenergia informuje, że pierwszy prąd z morskiej farmy wiatrowej Polenergia Bałtyk III może popłynąć na polskie wybrzeże w 2022 roku, a z Morskiej Farmy Wiatrowej Polenergia Bałtyk II w 2026 roku. Łączna moc ma dochodzić do 1200 MW.
http://biznesalert.pl/norwegia-niemcy-dania-farmy-wiatrowe-polska-statoil-polenergia/
Także Polska Grupa Energetyczna poinformowała, że zmieniające się otoczenie, zarówno regulacyjne rynkowe, jak i technologiczne, uzasadnia realizację projektu morskich farm wiatrowych o mocy ok. 1000 MW do 2025 roku, a do 2030 roku do ok. 2500 MW.
Baranowski: PGE ma apetyt na 2500 MW wiatraków na morzu do 2030 roku
Z projektu „Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2018-2027”, przedstawionego do konsultacji na początku tego roku, wynika, że rozbudowa sieci przesyłowych na północ pod kątem OZE, to jeden z podstawowych celów. Jednym z rozpatrywanych kierunków rozwoju sieci przesyłowej w dalszym horyzoncie czasowym jest budowa sieci elektroenergetycznych na morzu. – Scenariusz taki jest ściśle związany z perspektywą rozwoju energetyki morskiej w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej, w tym w szczególności dalszego rozwoju morskich farm wiatrowych. W chwili obecnej planowana do przyłączenia do KSE moc morskich farm wiatrowych wynosi 2250 MW (na podstawie zawartych umów o przyłączenie). Wielkość ta nie stanowi jeszcze podstawy do budowy morskich sieci przesyłowych na obszarze Morza Bałtyckiego – czytamy w dokumencie PSE.
Jednak, biorąc pod uwagę analizy w zakresie ewentualnego, gospodarczego wykorzystania polskiej wyłącznej strefy ekonomicznej, potencjał sektora offshore wynosi ok. 8-10 GW. Mówił o tym na początku września w Kopenhadze pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej Piotr Naimski. – Współpraca przy farmach wiatrowych na Bałtyku, to otwarta możliwość dla polskich firm. W nadchodzących dwóch dekadach mamy w naszych planach strategicznych miejsce dla offshore. Oznacza to, że do 2025-2030 r. będzie miejsce dla 10 GW farm wiatrowych blisko polskich brzegów. Nasz operator sieci przesyłowej pracuje nad możliwą siecią transmisyjną w pobliżu Polski, którą będzie można połączyć wszystkich zainteresowanych na Morzu Bałtyckim. Potrzebujemy takiej sieci. Duńczycy są nią zainteresowani, Szwedzi też. Czemu tego nie zrobić? – zastanawiał się wówczas Naimski.
Analizy wskazują cztery najbardziej dogodne lokalizacje instalacji farm wiatrowych, tj. północny stok Ławicy Odrzańskiej, północny i wschodni stok Ławicy Słupskiej oraz południowo-zachodni stok Ławicy Środkowej. Możliwość wykorzystania pełnego potencjału tego sektora wymaga strategicznego podejścia i sprecyzowania roli morskiej energetyki wiatrowej w całym sektorze wytwarzania. Odpowiedź może kryć się w polityce energetycznej państwa, która wczoraj została opracowana i przyjęta przez kierownictwo Ministerstwa Energii i zostanie przedstawiona Radzie Ministrów.
PSE podkreślają, że długofalowy rozwój morskich farm wiatrowych wymagać będzie uwzględnienia szeregu zagadnień systemowych. Mają one umożliwić uniknięcie scenariusza, w którym każdy z inwestorów farmy morskiej przyłącza się do sieci OSP oddzielnym przyłączem innej technologii, zapewnić racjonalną rozbudowę sieci przesyłowej na lądzie, stworzyć dodatkowe ciągi przesyłowe relacji północ-południe w celu wyprowadzenia mocy z morskich farm wiatrowych, pozwolić na wdrożenie ekonomicznie uzasadnionych technologii magazynowania energii w celu jak najbardziej efektywnego wykorzystania nadwyżek energii wytwarzanej przez morskie farmy.
Sieć morska, uwzględniająca przyłączenie farm „offshore”, ma stanowić podstawę do ewentualnej budowy morskich połączeń międzysystemowych w dalszym etapie rozwoju. PSE podkreślają, że wymagać to będzie uwzględnienia morskiej energetyki wiatrowej, jako ważnego elementu polityki energetycznej i gospodarczej kraju, a następnie opracowania odpowiedniego planu wykorzystania potencjału tego sektora.
Według stanu na dzień 15 grudnia 2017 roku PSE miały zawarte umowy na przyłączenie nowych jednostek wytwórczych o łącznej mocy 16098,175 MW, w tym na przyłączenie konwencjonalnych jednostek wytwórczych 10785 MW i na przyłączenie OZE 5313,175 MW.
Kluczowe projekty realizowane przez PSE do 2018 roku, jak i w następnych latach, dotyczą m.in. rozbudowy Krajowego Systemu Przesyłowego pod kątem wyprowadzenia mocy i przyłączenia nowych źródeł wytwórczych w północnej Polsce (źródła konwencjonalne i OZE), południowej i południowo-zachodniej Polsce (również źródła konwencjonalne i OZE) oraz rozbudowy tzw. węzła centralnego – linii i stacji w centrum kraju.
Strategicznym celem PSE jest budowa sieci szkieletowej, opartej na napięciu 400 kV, która będzie zdolna do adaptacji planowanych scenariuszy rozwoju KSE, w tym w szczególności rozwoju sektora wytwórczego. Wartość inwestycji zaplanowanych w dziesięcioletniej perspektywie szacowana jest na blisko 13 mld zł.
Plan inwestycji na kolejne lata:
Poniżej w tabeli przygotowanej przez PSE przedstawiono inwestycje realizowane, które będą służyć w przyszłości m.in. wyprowadzeniu energii z północy Polski.
Inwestycje planowane:
– Budowa, rozbudowa i modernizacja stacji i linii elektroenergetycznych do realizacji po roku 2022
– Rozbudowa stacji 400/110 kV Żarnowiec dla przyłączenia MFW Baltica 2026 2026
– Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk dla przyłączenia MFW Bałtyk Środkowy i FW Wierzbięcin 2023 2023
– Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk dla przyłączenia FW Drzeżewo IV 2023 2023
– Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk dla przyłączenia FW Słupsk 2023 2023
– Rozbudowa stacji 400/110 kV Słupsk dla przyłączenia FW Potęgowo 2023 2023
– Instalacja transformatora 400/110 kV w stacji 400/110 kV Słupsk w związku z przyłączeniem farm wiatrowych 2027 2027
– Rozbudowa stacji 400/110 kV Baczyna dla przyłączenia FW Strzelce Krajeńskie II 2023 2023 – Rozbudowa rozdzielni 110 kV w stacji 400/110 kV Kromolice dla przyłączenia FW Wielkopolska 2023 2023
– Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 400/220/110 kV Mikułowa dla przyłączenia FW Mikułowa 2023 2023
-Rozbudowa rozdzielni 220 kV w stacji 220/110 kV Świebodzice dla przyłączenia FW Udanin II 2023 2023
Pokazana powyżej mapa, obrazująca obecny i przyszły rozwój sieci elektroenergetycznych wskazuje na potrzebę rozbudowy sieci na północy. Ich rozwój na południu wynikał z faktu usytuowania elektrowni konwencjonalnych, bazujących na węglu, głównie na południu, w sąsiedztwie kopalń węgla kamiennego lub w środkowej Polsce, gdzie w pobliżu Bełchatowa znajdują się eksploatowane złoża węgla brunatnego. Jeśli polski miks energetyczny ma w coraz większym stopniu bazować na OZE, w tym na morskich farmach wiatrowych, które wydają się najbardziej stabilnym wśród dostępnych źródeł, to rozbudowa linii i stacji jest nieunikniona.
Inwestycje planowane i termin ich zakończenia wydaje się być zsynchronizowany z datą oddania do użytku pierwszych morskich farm wiatrowych. Jeśli jednak mają powstawać nowe projekty morskich farm wiatrowych, o których mówią PKN Orlen i Tauron, musi być dla nich jasno wytyczona ścieżka w polityce energetycznej kraju do 2030 roku. Bez tego nie będzie nowych umów przyłączeniowych, a inwestycje „planowane” nie zmienią się w „realizowane”.
