Tanio, czysto, bezpiecznie? Cztery główne mity niemieckiej transformacji energetycznej – weryfikacja faktów

Iluzja cen energii elektrycznej: dlaczego energia wiatrowa i słoneczna jest tania – a mimo to wciąż płacimy więcej

Przez prawie ćwierć wieku Niemcom wmawiano transformację energetyczną w znanym tonie: jest czysta, daje im niezależność, obniża koszty, a dostawy energii i tak pozostaną bezpieczne. Ale czy ten historyczny, wielki eksperyment – ​​całkowita transformacja wysoko uprzemysłowionego kraju na zależne od pogody źródła energii – jest zgodna z fizyczną i ekonomiczną rzeczywistością? Bezlitosna analiza, wolna od ideologicznej wojny okopowej, maluje zupełnie inny obraz. Od eksplodujących kosztów sieci i ukrytych czynników wpływających na ceny energii elektrycznej, po nowe, niebezpieczne uzależnienie od chińskich łańcuchów dostaw i wielką iluzję otaczającą magazynowanie energii w akumulatorach: rozbieżność między politycznym myśleniem życzeniowym a twardymi danymi nigdy nie była większa. Niniejszy artykuł podsumowuje i ujawnia, dlaczego prawdziwym problemem transformacji energetycznej nie są jej wzniosłe cele, ale jej fundamentalnie wadliwy projekt. Niezbędna weryfikacja faktów dla każdego, kto chce zrozumieć, kto tak naprawdę zapłaci rachunek za system energetyczny przyszłości.

Dlaczego najpiękniejsze stwierdzenia o czystej, taniej i bezpiecznej energii nie sprawdzają się od 25 lat z powodu fizyki, ekonomii i geopolityki

Od czasu uchwalenia w 2000 roku ustawy o odnawialnych źródłach energii, niemiecka transformacja energetyczna była komunikowana w bardzo specyficznym tonie. Jest czysta, daje nam niezależność, będzie tańsza, a dostawy energii i tak są gwarantowane. Od ponad ćwierć wieku te cztery zdania stanowią retoryczny kręgosłup transformacji, która jest historycznie unikatowa pod względem skali: Wysoko rozwinięty kraj przemysłowy, o zużyciu energii pierwotnej na poziomie około 3200 terawatogodzin i łańcuchu wartości zorientowanym na eksport, przekształca cały swój system energetyczny na produkcję zależną od pogody. Nie jest to szczegół polityczny, ale zakrojony na szeroką skalę eksperyment makroekonomiczny, mający implikacje dla konkurencyjności, dystrybucji, finansów publicznych i bilansu handlu zagranicznego.

Integralność ekonomiczna nakazuje rozróżnienie trzech kategorii: stwierdzeń, które wytrzymują empiryczną analizę; stwierdzeń, które są prawdziwe w poszczególnych segmentach, ale mylnie ujęte w kontekście systemowym; oraz stwierdzeń, które są po prostu fałszywe lub dawno temu zostały obalone przez dostępne dane. To właśnie rozróżnienie regularnie brakuje w debacie publicznej. Niniejsza analiza konsekwentnie stosuje to rozróżnienie, bez żadnych ideologicznych uprzedzeń w kierunku lewicy lub prawicy.

Cena dobrych intencji: Ile naprawdę kosztuje prąd w Niemczech

Twierdzenie, że transformacja energetyczna obniży cenę energii elektrycznej, jest nie do utrzymania w ujęciu absolutnym, ale nie jest też po prostu nonsensem w ujęciu względnym. Prawda leży w rozpiętości cenowej, która jest systematycznie pomijana w debacie publicznej. Na rynkach hurtowych elektrownie wiatrowe i słoneczne wytwarzają energię elektryczną przy kosztach krańcowych bliskich zeru, co w rzeczywistości skutkuje bardzo niskimi, a nawet ujemnymi cenami na rynku spot w godzinach wysokiego zapotrzebowania na energię odnawialną. Zjawisko to jest rzeczywiste. Jednak wyciąganie z tego wniosku, że cena dla odbiorcy końcowego spadnie, jest błędem kategorycznym, ponieważ cena dla odbiorcy końcowego nie składa się z rynku spot, lecz raczej z zakupów, opłat sieciowych, opłat, opłat koncesyjnych, podatków i marż dystrybucyjnych.

Te surowe dane ukazują bardziej złożony obraz. Według międzynarodowej analizy cen, średnia cena energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w Niemczech w pierwszym kwartale 2025 roku wynosiła około 38 centów za kilowatogodzinę, co plasuje ten kraj na piątym miejscu wśród najdroższych krajów na świecie. SMARD podaje cenę nieco poniżej 18 centów za kilowatogodzinę dla średnich przedsiębiorstw przemysłowych w styczniu 2025 roku, podczas gdy dla uprzywilejowanych dużych odbiorców wynosiła ona nieco ponad 11 centów. Dane zebrane przez Niemieckie Stowarzyszenie Przemysłu Energetycznego i Wodnego (BDEW) na rok 2025 dla średnich przedsiębiorstw przemysłowych oscylowały wokół 15,9 centa, a dla dużych przedsiębiorstw przemysłowych około 14,4 centa. Zakres 30–40 centów, o którym mowa w oryginalnym tekście, jest zatem trafny dla gospodarstw domowych, ale zbyt wysoki dla przemysłu. Niemniej jednak, politycznie istotny punkt porównania pozostaje dramatyczny: chińskie firmy przemysłowe płacą od 7 do 10 centów w zależności od prowincji, amerykańscy odbiorcy przemysłowi w stanach o dużym zużyciu energii często płacą od 6 do 9 centów, a firmy francuskie działają w przedziale od 12 do 20 centów. Niemiecki przemysł strukturalnie plasuje się zatem w górnym kwartylu cenowym obszaru OECD.

Taka struktura cenowa implikuje logikę biznesową, którą każdy kontroler w energochłonnym przedsiębiorstwie natychmiast rozumie. Jeśli energia elektryczna jest średnio o 30 do 70 procent droższa niż u konkurencji w dłuższej perspektywie, wyższa produktywność, lepsze produkty, dotacje lub korzystne otoczenie regulacyjne muszą zrekompensować tę niedogodność. Żaden z tych warunków nie jest obecnie w Niemczech w pełni spełniony. Konsekwencje są udokumentowane w badaniach przeprowadzonych przez Niemieckie Izby Przemysłowo-Handlowe, VDMA (Niemiecką Federację Inżynierów) oraz Fundację na rzecz Przedsiębiorstw Rodzinnych: znaczna część firm rozważa relokację, redukcję produkcji lub sprzedaż inwestorom strategicznym lub finansowym. Konkretne wartości procentowe różnią się w zależności od badania i sformułowania pytań, ale podstawowy schemat jest wyraźny: cena energii ewoluowała od czynnika peryferyjnego w kierunku centralnego ryzyka biznesowego.

Między kryzysem węglowym a utrzymującą się emisją CO₂: Niewygodny bilans klimatyczny

Teza, że ​​transformacja energetyczna czyni system elektroenergetyczny czystszym, jest empirycznie słuszna w swojej podstawowej istocie. Emisja CO₂ z niemieckiej produkcji energii elektrycznej znacznie spadła od 1990 roku, jednostkowa intensywność emisji na kilowatogodzinę spadła prawie o połowę, a w 2024 roku po raz pierwszy ponad połowa zużycia energii elektrycznej brutto pochodziła z energii wiatrowej, słonecznej, biomasy i wodnej. Obraz, który kategorycznie twierdzi, że Niemcy, pomimo rozwoju energii odnawialnej, mają jeden z najbardziej zanieczyszczonych systemów elektroenergetycznych w Europie, wypacza tę rzeczywistość.

Jednakże, następujący fakt pozostaje niuansem i prawdą: w porównaniu w Europie, Niemcy nadal plasują się za Francją, Szwecją, Szwajcarią, Norwegią i Finlandią pod względem intensywności emisji CO₂ w wytwarzaniu energii elektrycznej – to znaczy za krajami, które opierają się głównie na energii jądrowej i wodnej. Francuski miks energetyczny często emituje mniej niż jedną dziesiątą tego, co wytwarza przeciętny miks niemiecki na kilowatogodzinę. Niemcy wypadają również gorzej niż Hiszpania i Wielka Brytania w wielu okresach pomiarowych. Powodem nie jest słabość odnawialnych źródeł energii, ale raczej politycznie narzucona sekwencja wycofywania: elektrownie jądrowe były zamykane przed elektrowniami węglowymi, co zwiększa intensywność zużycia paliw kopalnych w godzinach niskiego zasilania wiatrowego i słonecznego. Z ekonomicznego punktu widzenia, Niemcy zastąpiły źródło energii bilansującej o niskiej emisji CO₂ źródłem energii bilansującej o wysokiej emisji CO₂ i tylko częściowo zrekompensowały ten efekt poprzez dodatkową rozbudowę mocy. Rezultatem jest krzywa dekarbonizacji, która jest bardziej realistyczna, ale bardziej płaska, niż sugeruje oficjalna narracja.

Przesunięta zależność: od rosyjskiego gazu do chińskiego tworzenia wartości

Twierdzenie, że Niemcy staną się niezależne energetycznie dzięki transformacji energetycznej, to jedno z tych stwierdzeń, które brzmią spójnie w teorii, ale rozpadają się w praktyce ze względu na rzeczywistą strukturę globalnych łańcuchów dostaw. Prawdą jest, że każdy, kto przestaje zużywać importowany węgiel, importowany gaz ziemny i importowany uran, zmniejsza swoją klasyczną zależność od importu energii. Równie prawdziwe jest to, że farma wiatrowa lub słoneczna, raz zbudowana, wytwarza energię niezależnie od uwarunkowań geopolitycznych. To stwierdzenie nie jest marketingiem, lecz fizyką.

Pogląd, że wyeliminowało to zależność, jest nieprawdziwy. Została ona po prostu przesunięta i przekształcona. Przemysłowy łańcuch wartości związany z odnawialnymi źródłami energii charakteryzuje się drastyczną koncentracją. Około 80% globalnej zdolności produkcyjnej modułów fotowoltaicznych i około 95% produkcji płytek półprzewodnikowych znajduje się w Chinach; sytuacja jest podobna w przypadku ogniw akumulatorowych i materiałów katodowych, a jeszcze bardziej oczywista w przypadku magnesów ziem rzadkich do turbin wiatrowych i silników elektrycznych. Do tego dochodzi zależność od litu z Chile i Australii, kobaltu z Demokratycznej Republiki Konga oraz miedzi i niklu z rozsądnej liczby krajów produkujących. Z perspektywy odporności kraju, zależność od surowców kopalnych została zatem zamieniona na zależność od surowców mineralnych, sprzętu przemysłowego i chińskiego przemysłu przetwórczego. To, czy ta wymiana okaże się korzystna, zależy od stabilności politycznej nowych źródeł dostaw. Reakcja empiryczna jest jak dotąd zróżnicowana, a w przypadku Chin – raczej otrzeźwiająca.

Kiedy spokojne wiatry stają się problemem systemowym: Ukryta strona bezpieczeństwa dostaw

Stwierdzenie o bezpieczeństwie dostaw jest prawdopodobnie najciekawsze na tej liście. Jest ono formalnie poprawne i jednocześnie merytorycznie wątpliwe. Formalnie jest poprawne, ponieważ do tej pory w Niemczech nie odnotowano żadnej poważnej awarii zasilania spowodowanej niedoborem mocy wytwórczej, a średnia niedostępność na odbiorcę końcowego, mierzona w minutach SAIDI, utrzymuje się na niskim poziomie w skali międzynarodowej. To zasługa operatorów sieci, a nie systemu politycznego.

To stwierdzenie staje się zasadniczo wątpliwe, gdy spojrzymy za kulisy ogólnego bilansu. Liczba interwencji sieciowych jest najlepszym systemem wczesnego wskaźnika. Federalna Agencja Sieciowa raportuje wolumen działań w zakresie zarządzania przeciążeniem sieci wynoszący około 30 300 gigawatogodzin na rok 2024, przy wstępnych kosztach całkowitych wynoszących około 2,78 mld euro, w porównaniu z 34 300 gigawatogodzinami i 3,34 mld euro w roku 2023. Wspomniane w pierwotnym tekście 19 318 interwencji redispatch rocznie odpowiada poszczególnym działaniom w sieci przesyłowej i reprezentuje prawdopodobny rząd wielkości. Jednakże obecne oceny sektora sieci dystrybucyjnych pokazują, że częstotliwość interwencji w ramach tzw. Redispatch 2.0 gwałtownie rośnie po włączeniu mniejszych elektrowni; wstępne oceny z roku 2025 wskazują na dalsze podwojenie liczby przypadków. Nie są to zjawiska marginalne, lecz raczej konsekwencje ekonomiczne systemu, którego lokalizacje wytwarzania nie pokrywają się już z lokalizacjami zużycia.

Fakt, że okresy niskiej wydajności wiatrowej i słonecznej są rzeczywiste, nie jest argumentem polemicznym, lecz faktem meteorologicznym. Regularnie występują tygodniowe okresy wysokiego ciśnienia zimą, charakteryzujące się niską wydajnością wiatrową i znikomą wydajnością słoneczną. W grudniu 2022 r. i listopadzie 2024 r. elektrownie gazowe, węglowe i biomasowe, a także import z Francji, Holandii i Danii, musiały przejąć obciążenie resztkowe. Fakt, że system funkcjonuje w takich okresach, jest sukcesem połączonych rynków europejskich i pozostałej floty paliw kopalnych, a nie dowodem na autonomię niemieckiego systemu energii odnawialnej. Z ekonomicznego punktu widzenia istotne jest to, że moc resztkowa pełni funkcję ubezpieczeniową, za którą trzeba płacić, nawet jeśli działa ona tylko przez kilkaset godzin rocznie. Ta właśnie kwestia finansowania stanowi fundamentalną wadę konstrukcyjną niemieckiej architektury rynkowej.

Dwa światy systemu energetycznego: sektor elektroenergetyczny kontra energetyka finalna

Jednym z najczęstszych przekłamań w debacie jest mylenie udziału wytwarzania energii elektrycznej z udziałem energii pierwotnej. Choć doniesienia prasowe, że ponad połowa energii elektrycznej w Niemczech pochodzi z energii wiatrowej i słonecznej, są zgodne z faktami, nie oznacza to, że połowa niemieckiego zużycia energii jest neutralna dla klimatu. W 2024 roku udział odnawialnych źródeł energii w końcowym zużyciu energii brutto wynosił około 22%, a w zużyciu energii pierwotnej około 20%. Powód jest prosty: energia elektryczna stanowi tylko jeden z segmentów systemu energetycznego. Ogrzewanie budynków, ciepło procesowe w przemyśle, transport – zwłaszcza transport towarowy, żegluga i lotnictwo – nadal są zasilane głównie paliwami kopalnymi.

Ta asymetria rodzi strategiczny problem, o którym rzadko się otwarcie mówi. Każde sprzężenie sektorowe, tj. konwersja ogrzewania i transportu na energię elektryczną, zwiększa zużycie energii elektrycznej. Jeśli transformacja energetyczna w sektorze ogrzewania i transportu ma być traktowana poważnie, zużycie energii elektrycznej brutto wzrośnie z około 510 terawatogodzin obecnie do 750–1000 terawatogodzin, w zależności od modelu i założeń dotyczących wodoru. Oznacza to, że wytwarzanie, sieci i magazyny muszą nie tylko zaspokoić obecne zapotrzebowanie, ale w ciągu dwudziestu do dwudziestu pięciu lat je z grubsza podwoić. Trwająca obecnie rozbudowa, która już teraz jest uważana za ambitną, stanowi zaledwie jedną trzecią drogi do osiągnięcia pożądanego rezultatu.

Nowość: Patent z USA – Instaluj parki słoneczne do 30% taniej, o 40% szybciej i łatwiej – z filmami instruktażowymi! - Zdjęcie: Xpert.Digital

Istotą tego postępu technologicznego jest celowe odejście od konwencjonalnego mocowania zaciskowego, które od dziesięcioleci jest standardem. Nowy, bardziej efektywny czasowo i ekonomicznie system montażu rozwiązuje ten problem, bazując na zupełnie nowej, bardziej inteligentnej koncepcji. Zamiast zaciskać moduły w określonych punktach, są one umieszczane w ciągłej, specjalnie ukształtowanej szynie nośnej i bezpiecznie utrzymywane na miejscu. Taka konstrukcja gwarantuje równomierne rozłożenie wszystkich sił – zarówno obciążeń statycznych od śniegu, jak i obciążeń dynamicznych od wiatru – na całej długości ramy modułu.

Więcej informacji tutaj:

• Kliknij zamiast przykręcać: Ten pomysłowy system pozwala budować parki słoneczne o 40% szybciej i rewolucjonizuje transformację energetyczną

Trójkąt kosztów: generowanie, sieci i wielka niewiadoma tworzenia kopii zapasowych

Dyskusja na temat kosztów systemu jest obarczona słabością metodologiczną. Zazwyczaj sprowadza się je do bezpośrednich kosztów wytwarzania, tj. uśrednionego kosztu energii elektrycznej (LCOE) nowych elektrowni wiatrowych lub słonecznych, które obecnie osiągają ceny od 5 do 8 centów za kilowatogodzinę na aukcjach. To imponująca obniżka cen, którą należy docenić. Nie jest to jednak równowartość całkowitych kosztów systemu, ponieważ całkowite koszty systemu obejmują wytwarzanie, sieci, magazynowanie, systemy rezerwowe, bilansowanie mocy, usługi pomocnicze oraz koszty finansowania i utraconych możliwości związane z nadwyżką mocy zainstalowanej.

Badanie zlecone przez Niemiecką Izbę Przemysłowo-Handlową i przeprowadzone przez Frontier Economics szacuje te koszty w okresie od 2025 do 2049 roku na kwotę od 4,8 do 5,4 biliona euro. Podział jest wymowny: 2,0 do 2,3 biliona euro przypada na import energii, 1,2 biliona euro na koszty sieci, 1,1 do 1,5 biliona euro na inwestycje w elektrownie, a około 500 miliardów euro na ich bieżącą eksploatację. Po przeliczeniu tej kwoty na mieszkańca, w oparciu o populację liczącą prawie 84 miliony osób ze średnią wieku 24 lat, koszty na mieszkańca mieszczą się w dolnych czterocyfrowych przedziałach rocznie. Podana w tekście oryginalnym kwota 430 euro na mieszkańca jest zatem raczej ostrożnym szacunkiem i odnosi się do węższej definicji kosztów systemowych.

Komponent rozbudowy sieci jest szczególnie wymowny. Zapotrzebowanie zidentyfikowane przez operatorów systemów przesyłowych w planie rozwoju sieci obejmuje, w scenariuszu docelowym, kilka tysięcy kilometrów nowych linii przesyłowych wysokiego napięcia, uzupełnionych znacznie dłuższymi odcinkami sieci dystrybucyjnej. Liczba potrzebnych 16 800 kilometrów linii, przy zaledwie 3500 kilometrach obecnie budowanych, odzwierciedla całkowity zakres wszystkich działań w przypadku połączenia sieci przesyłowych i dystrybucyjnych i jest realistyczna w tym rzędzie wielkości. Z ekonomicznego punktu widzenia nominalny przebieg ma mniejsze znaczenie niż czas uzyskania pozwoleń i budowy, który w przypadku dużych projektów, takich jak SuedLink i SuedOstLink, regularnie przekracza dekadę. Konsekwencje finansowe tych opóźnień są dwojakie: z jednej strony infrastruktura staje się droższa z powodu inflacji i opłat za przeciążenie; z drugiej strony rosną koszty redispatch, ponieważ sieć nie jest dostępna w miejscach wytwarzania.

Elektrownie gazowe jako most, który nie powinien nim być: Nowe uzależnienie od paliw kopalnych

Doradca ekonomiczny Veronika Grimm wielokrotnie w ostatnich latach wskazywała, że ​​bez szybkiej rozbudowy mocy elektrowni dyspozycyjnych cały projekt transformacji energetycznej jest zagrożony. Stanowisko to cieszy się poparciem większości w Radzie Ekspertów Ekonomicznych i środowisku naukowym zajmującym się polityką energetyczną. Przyczyna jest technicznie przekonująca: po zamknięciu pozostałych elektrowni jądrowych i realizacji planów wycofywania węgla, w nadchodzących latach, w zależności od scenariusza, pojawi się luka w gwarantowanej mocy rzędu 20–50 gigawatów. Luki tej nie da się wypełnić w krótkim okresie przy użyciu obecnej technologii, ani za pomocą baterii, ani wodoru.

Kompromis polityczny sprowadza się do elektrowni gazowych opalanych wodorem, początkowo zasilanych gazem ziemnym, a następnie przekształcanych w wodór. To balansowanie na granicy wytrzymałości zarówno z punktu widzenia ekonomicznego, jak i polityki klimatycznej. Z jednej strony budowa nowych elektrowni gazowych zwiększa infrastrukturę paliw kopalnych w kraju, który dąży do jej redukcji. Z drugiej strony, modele operacyjne nie są ekonomicznie opłacalne bez rynku mocy ani gwarancji rządowych, ponieważ elektrownia działająca zaledwie kilkaset godzin rocznie nie może refinansować swoich kosztów stałych za pośrednictwem rynku spot. Rząd federalny zmierza zatem w kierunku mechanizmu mocy, który dodatkowo zwiększa koszty systemu i generalnie nie jest przypisywany odnawialnym źródłom energii w debacie publicznej, mimo że byłby niepotrzebny, gdyby nie zmienność rynku odnawialnych źródeł energii.

Iluzja baterii: Dlaczego magazynowanie (nowe: nadal) nie może zastąpić elektrowni

Uporczywie powtarzana jest narracja, że ​​baterie i inne systemy magazynowania energii sprawią, że infrastruktura rezerwowa paliw kopalnych stanie się przestarzała. Ta narracja łączy dwa zupełnie różne zadania. Krótkoterminowe rozwiązania magazynowania energii, takie jak baterie litowo-jonowe, elektrownie szczytowo-pompowe czy magazyny ciepła, zapewniają buforowanie energii przez wiele godzin, a nawet kilka dni. Są one technicznie dojrzałe i coraz bardziej atrakcyjne z ekonomicznego punktu widzenia, szczególnie w przypadku przenoszenia wytwarzania energii słonecznej między dniem a nocą oraz w celu zbilansowania rynku energii. Ich koszty inwestycyjne wahają się od 100 do 400 euro za kilowatogodzinę użytecznej pojemności magazynowej, w zależności od rozmiaru i czasu trwania.

Długoterminowe systemy magazynowania energii, które muszą przetrwać okresy niskiej produkcji energii wiatrowej i słonecznej trwające od jednego do dwóch tygodni, to zupełnie inna historia. W przypadku Niemiec wiarygodne modele systemowe wskazują na sezonowe zapotrzebowanie na energię elektryczną wynoszące od 50 do 100 terawatogodzin. Dla porównania, wszystkie wielkoskalowe systemy magazynowania energii litowo-jonowej zainstalowane obecnie w Europie zużywają łącznie mniej niż 50 gigawatogodzin, czyli mniej więcej jedną tysięczną wymaganej pojemności. Fizycznie wykonalnym rozwiązaniem jest wodór, wytwarzany w procesie elektrolizy z nadwyżek energii elektrycznej, magazynowany w kawernach i ponownie przetwarzany na energię elektryczną w turbinach gazowych. Każdy z tych etapów konwersji powoduje straty energii, a ogólna sprawność waha się od 25 do 40 procent. Oznacza to, że na każdą faktycznie zużytą kilowatogodzinę energii elektrycznej musi być wytworzona od dwóch do czterech razy więcej energii odnawialnej. Każdy, kto poważnie traktuje wodór, musi znacznie zwiększyć rozwój energetyki wiatrowej i słonecznej, zwiększyć moc elektrolizerów do poziomu trzycyfrowego gigawata oraz stworzyć infrastrukturę rurociągów i kawern, która obecnie istnieje jedynie w szczątkowej formie.

W związku z tym:

• NOWOŚĆ: Pułapka na elektrownię gazową wartą miliardy dolarów? Dlaczego ogromne, długoterminowe systemy magazynowania energii w akumulatorach są teraz lepszym wyborem

Problem plateau: Kiedy moc rośnie bez wytwarzania

Rzadko badanym zjawiskiem jest rozbieżność między mocą zainstalowaną a rzeczywistą produkcją energii. Chociaż zainstalowana moc wiatrowa i słoneczna gwałtownie wzrosła od 2015 roku, produkcja energii elektrycznej brutto z tych źródeł rosła wolniej ze względu na rosnące ograniczenia, przeciążenie sieci i niskie godziny pełnego obciążenia w nowych, mniej optymalnych lokalizacjach. Co więcej, całkowite zużycie energii elektrycznej nie wzrosło zgodnie z planem, ponieważ przemysł, pojazdy elektryczne i pompy ciepła nie spełniają oczekiwań. W rezultacie powstał system, który wydaje się dynamicznie rosnąć w debacie politycznej, ale w statystykach wytwarzania energii osiąga plateau.

Z perspektywy polityki gospodarczej ten poziom jest niebezpieczny, ponieważ wskazuje na strukturalne ograniczenie obecnego modelu. Każda dodatkowa farma słoneczna wybudowana w południowych Niemczech lub farma wiatrowa w północnych Niemczech wytwarza energię elektryczną w godzinach szczytu, która z powodu braku mocy przesyłowych jest albo ograniczana, albo eksportowana po ujemnych cenach. Krańcowe korzyści ekonomiczne z dodatkowej mocy maleją, podczas gdy krańcowe koszty sieci, magazynowania i systemów rezerwowych rosną. Z ekonomicznego punktu widzenia system przekracza próg ujemnych korzyści skali.

Walka o przywileje: Ekonomia dystrybucyjna transformacji

Każda duża transformacja ma swoich zwycięzców i przegranych, a transformacja energetyczna nie jest wyjątkiem. Zwycięzcy strukturalni to deweloperzy farm wiatrowych i słonecznych, producenci technologii magazynowania i sieci elektroenergetycznych, firmy konsultingowe działające w otoczeniu regulacyjnym, właściciele gruntów, których tereny są potrzebne pod linie przesyłowe, priorytetowe strefy energetyki wiatrowej lub podstacje, a także zorientowany na eksport chiński przemysł fotowoltaiczny i akumulatorów. Przegrani strukturalni to energochłonne sektory bez preferencyjnego traktowania, najemcy bez wpływu na decyzje dotyczące ogrzewania i izolacji, osoby dojeżdżające do pracy z obszarów wiejskich bez alternatywnych opcji transportu publicznego oraz małe i średnie przedsiębiorstwa, które nie otrzymują ulg ani elastyczności strategicznej.

Te efekty dystrybucyjne nie są jedynie skutkami ubocznymi, lecz mają znaczenie polityczne i ekonomiczne, ponieważ warunkują akceptację transformacji. Jeśli gospodarstwa domowe o niskich dochodach muszą przeznaczać większą część swojego dochodu rozporządzalnego na energię, jeśli regiony o wysokiej koncentracji przemysłu cierpią nieproporcjonalnie z powodu różnic w cenach energii elektrycznej, a jednocześnie subsydia napływają do sektorów, w których tworzenie wartości odbywa się częściowo za granicą, następuje erozja polityczna, co znajduje odzwierciedlenie w wynikach wyborów i większościach parlamentarnych. Z ekonomicznego punktu widzenia transformacja energetyczna to nie tylko projekt klimatyczny, ale masowy projekt redystrybucyjny, którego bilans, z punktu widzenia sprawiedliwości, był dotychczas niewystarczająco przejrzysty.

Kontekst europejski: Dlaczego Niemcy nie decydują o wyniku samodzielnie

Transformacja energetyczna w Niemczech jest często omawiana tak, jakby odbywała się w systemie zamkniętym. W rzeczywistości niemiecki sektor elektroenergetyczny jest zintegrowany z europejską siecią elektroenergetyczną, a jego ceny są ustalane przez strefy cenowe i przepływy handlowe na paryskiej spółce zależnej EEX, EPEX Spot, giełdach w Oslo i Amsterdamie oraz aukcjach transgranicznych mocy. Ta integracja stanowi ogromną korzyść ekonomiczną, ponieważ umożliwia import w okresach słabej wiatru i eksport w okresach nadwyżek, zazwyczaj po bardzo niskich cenach. Jednocześnie stwarza ryzyko, ponieważ decyzje polityczne podejmowane przez kraje sąsiednie, takie jak rozwój energetyki jądrowej we Francji czy polska energetyka węglowa, bezpośrednio wpływają na niemiecką gospodarkę systemową.

Interakcja z Francją jest szczególnie interesująca. Francuska flota elektrowni jądrowych, która w dużej mierze zostanie przywrócona do działania do 2025 roku po długotrwałych awariach, regularnie eksportuje znaczne ilości energii elektrycznej do Niemiec w miesiącach zimowych. Po raz pierwszy od dawna w niemieckim bilansie handlowym energią elektryczną za 2024 rok odnotowano import netto. Oznacza to po prostu, że chwalona w Niemczech niezależność energetyczna została osiągnięta dzięki jednoczesnemu wyłączeniu krajowej generacji podstawowej i wykorzystaniu zagranicznej energii jądrowej. Z perspektywy europejskiej jest to efektywne rozwiązanie; z perspektywy krajowej – zrywa z narracją o coraz większej produkcji własnej energii elektrycznej.

Co tak naprawdę mówią dane: Całościową ocenę ekonomiczną

Analiza czterech obietnic wymienionych na początku w świetle dostępnych danych ukazuje niejednoznaczny, lecz jednoznaczny obraz. Obietnica niższych kosztów energii odnosi się do kosztów produkcji nowych elektrowni, ale nie do cen dla odbiorców końcowych, ani dla gospodarstw domowych, ani dla energochłonnych małych i średnich przedsiębiorstw (MŚP). Różnica między kosztami wytwarzania a cenami dla odbiorców końcowych wynika z architektury systemowej obejmującej podatki, opłaty, opłaty sieciowe i strukturę rynku, która nie uległa odchudzeniu w ciągu dwudziestu lat. Obietnica czystszej produkcji energii odnosi się do wytwarzania energii elektrycznej, ale w rankingach międzynarodowych i w odniesieniu do całkowitego zużycia energii wypada znacznie mniej imponująco, niż sugerują to komunikaty polityczne. Obietnica niezależności została częściowo spełniona w odniesieniu do importu paliw kopalnych, ale wyraźnie naruszona w odniesieniu do surowców, komponentów i nakładów przemysłowych. Obietnica bezpieczeństwa dostaw jest nadal aktualna, ale liczba interwencji sieciowych, poziom kosztów redispatch oraz strukturalne uzależnienie od zapasów i importu paliw kopalnych pokazują, że to bezpieczeństwo staje się coraz droższe i coraz bardziej kruche.

Nie oznacza to, że transformacja energetyczna zakończyła się porażką, ale nie podąża ona ścieżką, którą chcieliby widzieć jej zwolennicy. To projekt w połowie ukończony, w którym niedrogie elementy – a mianowicie prosta instalacja farm słonecznych i wiatrowych w dobrych lokalizacjach – zostały już ukończone, podczas gdy kosztowne i trudne elementy – magazynowanie, sieci energetyczne, zasilanie awaryjne, łączenie sektorów, zabezpieczanie surowców i harmonizacja europejska – wciąż są przed nami. Każda rzetelna analiza ekonomiczna musi uwzględniać fakt, że koszty krańcowe kolejnych dziesięciu punktów procentowych dekarbonizacji będą znacznie wyższe niż koszty pierwszych pięćdziesięciu.

Kierunek jest dobry, tempo złe, a projekt najgorszy ze wszystkich

Trzeźwa ocena nie prowadzi do wniosku, że transformacja energetyczna powinna zostać porzucona. Globalna trajektoria emisji, spadające koszty produkcji energii odnawialnej oraz geopolityczna kruchość łańcuchów dostaw paliw kopalnych sprawiają, że dekarbonizacja jest zarówno koniecznością przemysłową, jak i strategicznie uzasadnionym posunięciem. Prowadzi to jednak do wniosku, że obecny model niemieckiej transformacji energetycznej nie jest ani opłacalny, ani zgodny z polityką przemysłową. Zwiększanie mocy wytwórczych energii odnawialnej bez synchronicznej rozbudowy sieci i magazynów, ograniczanie niskoemisyjnej mocy w systemie podstawowym przed mocą w systemie podstawowym z paliw kopalnych, outsourcing łańcucha wartości do strategicznych konkurentów, zaniedbanie niezawodnego mechanizmu mocy oraz zawężenie komunikacji z sektorem elektroenergetycznym to wady projektowe, których można uniknąć. Każda z tych wad ma swoją cenę, a cena ta będzie tylko rosła, im dłużej będzie ignorowana.

Twierdzenie, że wiatr i słońce nie generują rachunków, pozostaje prawdziwe w wąskim sensie. Jednak system, który za nimi stoi, generuje jeden rachunek – duży, rozproszony i czasami ukryty. Zidentyfikowanie tego rachunku, nadanie mu priorytetu i przełożenie go na ekonomicznie opłacalny projekt to prawdziwe zadanie nadchodzących kadencji. Ci, którzy uważają to za defetystyczne, mylą krytykę z odrzuceniem. A ci, którzy uważają to za nieistotne, nie zrozumieli projektu, którego bronią.

Od przemysłowych instalacji fotowoltaicznych na dachach po parki słoneczne i większe parkingi słoneczne

☑️ Naszym językiem biznesowym jest angielski lub niemiecki

☑️ NOWOŚĆ: Korespondencja w Twoim ojczystym języku!

Konrad Wolfenstein

Ja i mój zespół chętnie będziemy do Państwa dyspozycji jako osobisty doradca.

Możesz się ze mną skontaktować, wypełniając formularz kontaktowy tutaj lub po prostu dzwoniąc pod numer +49 7348 4088 965. Mój adres e-mail to : [email protected]

Nie mogę się doczekać naszego wspólnego projektu.

☑️ Usługi EPC (inżynieria, zaopatrzenie i budowa)

☑️ Rozwój projektów pod klucz: Rozwój projektów energii słonecznej od początku do końca

☑️ Analiza lokalizacji, projektowanie systemu, instalacja, uruchomienie, konserwacja i wsparcie

☑️ Finansujący projekt lub pośrednik w pozyskiwaniu kapitału