Transformacja energetyczna w Niemczech poddana weryfikacji: dlaczego baterie i elektrownie gazowe są ze sobą powiązane

Koniec luki w dostawach prądu: Jak wygląda idealne współdziałanie baterii i elektrowni

Pułapka wodoru czy prawdziwe zbawienie? Prawda o nowych niemieckich elektrowniach gazowych

Niemiecka transformacja energetyczna znajduje się w kluczowym punkcie zwrotnym – grozi jej jednak uwikłanie w błędną debatę „albo-albo”. Po jednej stronie są zwolennicy masowych systemów magazynowania energii w bateriach jako bezemisyjnych zbawicieli, po drugiej – zwolennicy klasycznych, sterowalnych elektrowni gazowych. Ci jednak, którzy przeciwstawiają sobie te dwie technologie, ryzykują nie mniej niż przyszłe bezpieczeństwo i przystępność cenową naszej energii elektrycznej. Podczas gdy baterie stanowią podstawę codziennej, krótkoterminowej elastyczności sieci, elektrownie pozostają rzadko używanym, ale ekonomicznie niezbędnym zabezpieczeniem przed wielotygodniowymi okresami niskiej produkcji energii wiatrowej i słonecznej. Wraz z niedawno zatwierdzonym, wartym wiele miliardów euro rynkiem mocy w Brukseli, architektura niemieckiego rynku energii elektrycznej jest obecnie gruntownie przebudowywana. Prawdziwym wyzwaniem nie jest zatem: magazyny czy elektrownie? Chodzi o inteligentną, sterowaną cyfrowo interakcję obu światów – oraz o pytanie, jak wodór, inteligentne taryfy za energię elektryczną i europejska solidarność zapobiegną zimowym ciemnościom.

Ci, którzy wymagają wyłącznie obiektów magazynowych lub wyłącznie elektrowni, nie budują systemu neutralnego dla klimatu, ale raczej kolejną lukę w podaży

Fałszywa debata „albo-albo”

Niemiecka debata energetyczna jest często przedstawiana jako rywalizacja między bateriami a elektrowniami gazowymi. Z jednej strony istnieją systemy magazynowania energii w bateriach jako nowoczesna, bezemisyjna i szybko skalowalna technologia. Z drugiej strony istnieją elektrownie dyspozycyjne, które ich zwolennicy postrzegają jako niezbędne zabezpieczenie przed niedoborami energii elektrycznej, a krytycy jako regres w kierunku paliw kopalnych. To zestawienie jest atrakcyjne politycznie, ale mylące z perspektywy ekonomii energetycznej. Baterie i elektrownie gazowe rozwiązują różne problemy w ramach tego samego systemu. Ci, którzy je ze sobą konkurują, mylą krótkoterminową elastyczność z długoterminowym bezpieczeństwem dostaw.

Akumulatory są szczególnie wydajne, gdy konieczne jest przesunięcie dostaw energii elektrycznej w czasie minut lub godzin. Mogą one przesyłać energię słoneczną z południa na wieczór, pokrywać krótkotrwałe szczyty zapotrzebowania, kompensować wahania częstotliwości i absorbować nadwyżki energii odnawialnej. Z drugiej strony, elastyczne elektrownie stają się szczególnie cenne, gdy utrzymuje się niedobór, poziom zapasów spada, a jednocześnie występują wysokie obciążenia. Ich kluczowy wkład nie polega na produkowaniu jak największej liczby kilowatogodzin, ale na zapewnieniu niezawodnej dostępności w kilku krytycznych sytuacjach.

Kluczowym pytaniem ekonomicznym nie jest zatem to, która technologia jest zasadniczo lepsza. Kluczowym pytaniem jest to, która kombinacja odnawialnych źródeł energii, sieci elektroenergetycznych, baterii, elastycznego popytu, europejskiego importu i elektrowni dyspozycyjnych zapewnia pożądane bezpieczeństwo dostaw przy najniższym koszcie całkowitym. System z niewystarczającą gwarantowaną mocą naraża na ryzyko niedoborów, ekstremalnych cen i nadzwyczajnych środków politycznych. System z nadmiernie dotowaną mocą nakłada niepotrzebne obciążenie na konsumentów i osłabia zachęty inwestycyjne w zakresie magazynowania i elastyczności. Ekonomicznie rozsądna ścieżka leży gdzieś pomiędzy tymi dwoma pułapkami.

Co Bruksela faktycznie zatwierdziła

Zatwierdzenie przez Komisję Europejską niemieckiego mechanizmu mocy stanowi fundamentalną zmianę w architekturze rynku energii elektrycznej. Od 2031 roku uczestnicy rynku nie będą już otrzymywać wynagrodzenia wyłącznie za wytworzoną energię elektryczną i usługi systemowe. Mogą również otrzymywać rekompensatę za zapewnienie gwarantowanej dostępności mocy w razie potrzeby. Szacunkowe całkowite koszty zatwierdzonych ram wahają się od 15,6 do 35,2 mld euro. W zależności od wyników aukcji, roczne koszty wynoszą od około 1 do 3 mld euro w 2031 roku, a następnie od około 0,9 do 2,3 mld euro rocznie do 2045 roku.

Powszechnie używane skrócone stwierdzenie, że Niemcy dotują elektrownie gazowe kwotą 35 miliardów euro, jest nieścisłe. Zatwierdzony mechanizm jest zasadniczo otwarty na różne technologie. Oprócz nowych i istniejących instalacji wytwórczych, w programie mogą uczestniczyć również magazyny, odbiorcy kontrolowani, a w przyszłości również moce transgraniczne. Umowy mogą obowiązywać nawet 15 lat. Rzeczywiste koszty zależą od wolumenów oferowanych w przetargach, ofert, kosztów finansowania oraz przychodów rynkowych z wygranych elektrowni.

Jednocześnie naiwnością byłoby bagatelizowanie znaczenia nowych elektrowni gazowych. Wstępne przetargi dotyczą przede wszystkim mocy długoterminowych, które mogą nieprzerwanie dostarczać energię elektryczną w okresach słabej energii wiatrowej i słonecznej trwających kilka dni. Akumulator może technicznie spełnić ten wymóg, jeśli dysponuje wystarczająco dużą pojemnością magazynowania energii. Jednak z ekonomicznego punktu widzenia akumulatory o bardzo długim czasie rozładowania w rzadkich przypadkach są obecnie często droższe niż elektrownie, w których paliwo jest magazynowane oddzielnie i wykorzystywane tylko w razie potrzeby. Dlatego elektrownie gazowe prawdopodobnie otrzymają znaczną część wczesnych kontraktów.

Dla oceny społecznej kluczowe jest rozróżnienie między mocą wyjściową a pracą wyjściową. Elektrownia o mocy jednego gigawata może pracować stale, ale wytwarzać energię elektryczną tylko przez kilka dni w roku. Jej wpływ na klimat zależy nie tylko od jej wielkości, ale także od wykorzystywanego paliwa, sprawności, liczby godzin pracy oraz momentu przejścia na neutralne dla klimatu źródła energii. Duża flota elektrowni pracująca przy niskiej mocy może emitować mniej CO₂ niż mniejsza flota, która regularnie pracuje w celu pokrycia zapotrzebowania resztkowego.

Mechanizm mocowy nie jest zatem jedynie dotacją dla elektrowni gazowych, ale nie jest też neutralnym aktem administracyjnym bez konsekwencji technologicznych. Jest to nowy model ubezpieczeniowy dla systemu elektroenergetycznego. Jego jakość będzie mierzona tym, czy zapewnia on wystarczające bezpieczeństwo, nie wiążąc się z trwałym finansowaniem nadmiernych mocy ani hamowaniem innowacji.

Elektryfikacja zmienia nie tylko roczne zużycie

Zapotrzebowanie na energię elektryczną w Niemczech znacznie wzrośnie ze względu na elektryfikację transportu, budynków, przemysłu i infrastruktury cyfrowej. Pojazdy elektryczne zastępują benzynę i olej napędowy, pompy ciepła wypierają systemy ogrzewania olejowego i gazowego, piece elektryczne i elektrolizery transformują procesy przemysłowe, a centra danych generują duże dodatkowe obciążenia, wymagające wysokiej dostępności. Ten wzrost nie stoi w sprzeczności z transformacją energetyczną. Jest to kluczowy mechanizm dekarbonizacji, ponieważ energia elektryczna ze źródeł odnawialnych zastępuje paliwa kopalne w innych sektorach.

Zastosowania elektryczne są często bardziej wydajne niż ich alternatywy oparte na paliwach kopalnych. Pompa ciepła generuje ciepło nie tylko poprzez przetwarzanie energii elektrycznej, ale również poprzez wykorzystanie ciepła otoczenia. Silnik elektryczny przekształca energię w ruch znacznie wydajniej niż silnik spalinowy. W związku z tym zużycie energii elektrycznej może wzrosnąć, a jednocześnie całkowite zużycie energii końcowej maleje. Rozsądnym celem nie jest osiągnięcie jak najniższego zużycia energii elektrycznej, ale zapewnienie ciepła, mobilności, produkcji przemysłowej i usług cyfrowych w sposób najbardziej opłacalny i niskoemisyjny.

Jednak samo spojrzenie na roczną ilość energii elektrycznej nie wystarczy do celów planowania. Kluczowe jest to, kiedy i gdzie energia jest potrzebna. Gdy miliony pojazdów elektrycznych ładują się wczesnym wieczorem, pompy ciepła pracują jednocześnie podczas mrozów, a zakłady przemysłowe zwiększają produkcję, szczytowe obciążenia mogą gwałtownie wzrosnąć. Sieci i gwarantowane moce muszą być projektowane na godziny szczytu, a nie na średnią roczną.

Długoterminowe planowanie sieci zakłada zatem znaczny wzrost zużycia energii elektrycznej brutto, w zależności od scenariusza. Zakresy są szerokie, ponieważ zależą od założeń dotyczących rozwoju przemysłu, produkcji wodoru, modernizacji budynków, elektromobilności, efektywności energetycznej i tempa transformacji. Ta niepewność przemawia przeciwko sztywnym, jednowymiarowym prognozom. Niemcy potrzebują solidnej infrastruktury, która poradzi sobie z kilkoma możliwymi ścieżkami rozwoju.

Słabo skoordynowana elektryfikacja niepotrzebnie zwiększyłaby zapotrzebowanie na elektrownie, magazyny energii i sieci energetyczne. Z drugiej strony, inteligentnie sterowana elektryfikacja może sama w sobie stać się źródłem elastyczności. Pojazdy, systemy magazynowania ciepła, procesy przemysłowe i wybrane obciążenia obliczeniowe mogą zmieniać swoje zużycie energii elektrycznej w czasie, o ile mobilność, komfort i produkcja pozostaną niezmienione. Ekonomiczna wartość elektryfikacji w coraz większym stopniu zależy zatem od jej sterowalności.

Elastyczność wymaga automatyzacji, a nie poświęceń

Elastyczność zużycia energii jest czasami przedstawiana jako sposób, w jaki gospodarstwa domowe powinny organizować swoje życie wokół wiatru i słońca. Model ten nie byłby ani atrakcyjny, ani odpowiedni do powszechnego zastosowania. Elastyczność musi działać w tle. Kierowcy powinni móc określić, kiedy ich pojazd ma być gotowy i jaki zasięg ma zapewnić. System zarządzania energią optymalizuje następnie proces ładowania. Mieszkańcy określają pożądaną temperaturę w pomieszczeniu, a pompa ciepła, masa termiczna budynku i bufor dostosowują swoją pracę do określonych granic komfortu.

Aby to zadziałało, Niemcy potrzebują inteligentnych systemów pomiarowych, bezpiecznych kanałów komunikacji, interoperacyjnych urządzeń i przejrzystych taryf. Od 2025 roku dostawcy energii elektrycznej są zobowiązani do oferowania dynamicznych taryf. Jednak samo istnienie takich produktów nie zapewnia systemowej elastyczności. Bez inteligentnych liczników, automatycznego sterowania i łatwych do zrozumienia warunków umów, dynamiczne taryfy pozostaną niszą dla szczególnie zainteresowanych klientów.

Zmienne w czasie ceny energii elektrycznej wskazują, kiedy jest jej mało, a kiedy dużo. Domowy system magazynowania energii nie powinien być ładowany z sieci w słoneczny letni poranek, jeśli w południe dostępne są duże ilości energii fotowoltaicznej. Podobnie, pojazd elektryczny nie musi być ładowany w godzinach szczytu, jeśli nie będzie potrzebny do następnego ranka. Zautomatyzowane systemy mogą wdrażać takie zmiany, bez konieczności ciągłego monitorowania cen rynkowych przez użytkownika.

Jednak same sygnały czasowe nie wystarczą. Energia elektryczna może być tania w całym kraju, nawet jeśli regionalna sieć jest przeciążona. Dodatkowa kilowatogodzina zużycia może pomóc w lokalnym wykorzystaniu energii wiatrowej w północnych Niemczech, jednocześnie powodując dodatkowe obciążenie sieci w regionie wąskiego gardła w południowych Niemczech. Opłaty sieciowe uzależnione od lokalizacji, elastyczne umowy o przyłączu do sieci lub regionalne zachęty mogą pomóc zapewnić, że magazyny energii, elektrolizery i sterowalne obciążenia będą eksploatowane tam, gdzie generują największe korzyści dla systemu.

Nie należy lekceważyć wymiaru społecznego. Właściciele pojazdów elektrycznych, pomp ciepła i domowych systemów magazynowania energii mogą silniej reagować na sygnały cenowe niż najemcy lub gospodarstwa domowe o niskich dochodach, nieposiadające kontrolowanych, dużych odbiorców energii. Reforma taryfowa, która jednostronnie obciążałaby nieelastycznych odbiorców, straciłaby akceptację społeczną. Sprawiedliwe ramy prawne powinny nagradzać elastyczność, ale jednocześnie zapewniać przewidywalne oferty dla odbiorców, którzy nie są w stanie zareagować lub świadomie preferują stabilność cen.

Baterie przejmują codzienną, precyzyjną pracę

Systemy magazynowania energii w akumulatorach są szczególnie przydatne w przypadku zadań, które występują często i w krótkim czasie. Reagują na wahania częstotliwości w ciągu milisekund, przenoszą energię słoneczną na godziny wieczorne, redukują obciążenia szczytowe i stabilizują lokalne sieci energetyczne. Dzięki modułowej konstrukcji mogą być instalowane w domach prywatnych, budynkach komercyjnych, zakładach przemysłowych, podstacjach i dużych magazynach energii. Czas budowy jest zazwyczaj znacznie krótszy niż w przypadku elektrowni cieplnych.

Pod koniec 2025 roku w Niemczech istniało ponad dwa miliony systemów magazynowania energii w bateriach o łącznej pojemności użytkowej wynoszącej około 24–25,5 gigawatogodzin. Największy udział nadal stanowiły domowe systemy magazynowania energii połączone z instalacjami fotowoltaicznymi. Chociaż liczba baterii wielkoskalowych szybko rosła, nadal stanowiły one stosunkowo niewielki segment pod względem całkowitej pojemności energetycznej. Dane te podkreślają również zalety i ograniczenia tej technologii: chociaż zainstalowana moc może być wysoka, ilość zmagazynowanej energii nie jest automatycznie wystarczająca, aby przetrwać przedłużające się okresy niedoborów energii.

Prosty przykład ilustruje tę różnicę. System magazynowania energii o pojemności jednego gigawata i dwóch gigawatogodzin może teoretycznie dostarczać pełną moc przez dwie godziny. Następnie należy go doładować. Może to być niezwykle cenne w przypadku szczytowego zapotrzebowania wieczornego. Jednak ten sam system magazynowania nie jest w stanie samodzielnie obsłużyć trzydniowego okresu słabej produkcji energii wiatrowej i słonecznej. Dłuższy czas rozładowania wymaga dodatkowej pojemności akumulatora, za którą trzeba zapłacić, nawet jeśli rzadko jest ona w pełni wykorzystywana.

Akumulatory jednak zmniejszają zapotrzebowanie i czas pracy konwencjonalnych elektrowni. Zapobiegają one konieczności uruchamiania elektrowni tylko w przypadku krótkotrwałego szczytowego obciążenia, absorbują energię elektryczną, która w przeciwnym razie zostałaby ograniczona, i łagodzą gwałtowne zmiany obciążenia. System magazynowania energii może również skrócić czas uruchomienia elektrowni cieplnej. W systemach hybrydowych akumulator może przejąć szybkie zadania kontrolne, a elektrownia pracuje wydajniej i z mniejszym zużyciem.

Jednak wraz ze wzrostem pojemności magazynowej zmienia się model biznesowy. Wczesne systemy magazynowania energii korzystają z dużych różnic cenowych między tańszymi godzinami południowymi a drogimi wieczorami. Jednoczesne ładowanie i rozładowywanie wielu baterii zmniejsza właśnie tę różnicę cenową. Jest to korzystne dla całego systemu i konsumentów, ale obniża przychody z nowych projektów. Przyszłe systemy magazynowania energii będą zatem musiały łączyć kilka strumieni przychodów: handel energią, bilansowanie mocy, usługi sieciowe, zarządzanie szczytowym obciążeniem i potencjalnie płatności za moc.

Ogromnej liczby wniosków o przyłączenie do sieci nie należy mylić z rzeczywistą rozbudową. W 2025 roku złożono wnioski o kilkaset gigawatów pojemności magazynowej. Tylko ułamek tej kwoty zostanie sfinansowany, zatwierdzony i zrealizowany. Liczne wnioski, niedojrzałe projekty i spekulacyjnie zabezpieczone punkty przyłączenia do sieci zniekształcają ten obraz. W transformacji energetycznej liczy się nie wirtualny plan projektów, ale rzeczywista zainstalowana i obsługująca sieć moc.

Te ciemne chwile są przede wszystkim problemem energetycznym

„Ciemna stagnacja” odnosi się do okresu, w którym energia wiatrowa i słoneczna jednocześnie przyczyniają się jedynie w minimalnym stopniu. Termin ten jest często używany ogólnie, choć wyzwanie w dużej mierze zależy od czasu trwania, pory roku, temperatury, zasięgu geograficznego, zapotrzebowania na energię elektryczną i możliwości importu. Bezwietrzna letnia noc znacznie różni się z punktu widzenia ekonomii energetycznej od zimnego, pochmurnego i bezwietrznego zimowego tygodnia w dużej części Europy.

W przypadku niedoborów trwających zaledwie kilka godzin, baterie, elektrownie szczytowo-pompowe, elastyczne zapotrzebowanie i import energii elektrycznej mogą zrekompensować znaczną część różnicy. Jeśli sytuacja się utrzymuje, wąskim gardłem staje się nie pojemność rozładowania, ale dostępna energia. Baterie mogą zachować pozostałą pojemność na szczególnie krytyczne godziny. Jednak bez wystarczającej produkcji energii odnawialnej wymagają one innego źródła zasilania do ładowania.

Dlatego samo porównywanie zainstalowanych gigawatów jest niewystarczające. Elektrownia gazowa i czterogodzinny akumulator mogą mieć taką samą moc nominalną, ale nie mogą dostarczyć takiej samej ilości energii podczas wielodniowego niedoboru. Rynki mocy muszą realistycznie oceniać wiarygodność różnych technologii. Systemy magazynowania energii wymagają rabatów w zależności od czasu rozładowania, stanu naładowania i prawdopodobieństwa wystąpienia kilku kolejnych godzin niedoboru.

Nawet elektrownie gazowe nie są automatycznie w pełni bezpieczne. Wymagają paliwa, sprawnych sieci gazowych lub wodorowych, wykwalifikowanego personelu, części zamiennych, połączeń sieciowych i odpowiednio solidnych systemów rezerwowych. Kryzys energetyczny po rosyjskim ataku na Ukrainę pokazał, że dostawy gazu ziemnego niosą ze sobą ryzyko geopolityczne. Elektrownia jest niezawodna tylko wtedy, gdy cały jej łańcuch paliwowy i infrastruktura są niezawodne.

Bezpieczeństwo dostaw wymaga zatem podejścia probabilistycznego. Nie każda możliwa sytuacja ekstremalna musi być objęta wyłącznie niemieckimi instalacjami. Jednocześnie planowanie nie może zakładać, że import, baterie czy gaz będą dostępne w nieograniczonych ilościach w każdej sytuacji. Solidna strategia łączy różne zasoby, których ryzyko awarii jest jak najmniej skorelowane.

Zmniejszenie szczytowego obciążenia jest cenne, ale nie nieograniczone

Elastyczne odbiorniki i baterie mogą znacząco zmniejszyć najwyższe jednoczesne zapotrzebowanie na energię. Jest to szczególnie korzystne ekonomicznie, ponieważ ostatnie gigawaty potrzebne do pokrycia rocznego obciążenia szczytowego są rzadko potrzebne, a mimo to muszą być finansowane. Każde trwale wyeliminowane obciążenie szczytowe może przynieść oszczędności w inwestycjach w wytwarzanie, sieci i rezerwy.

Osiągalny potencjał nie jest jednak wielkością stałą. Zależy on od struktury zużycia, czasu magazynowania, pogody, reguł rynkowych i potrzeb użytkowników. Samochód elektryczny może opóźnić ładowanie, ale nie w nieskończoność. System magazynowania ciepła może tymczasowo odciążyć system grzewczy, ale budynki nadal będą się schładzać. Przedsiębiorstwa przemysłowe mogą przerywać procesy tylko w ramach ograniczeń technicznych i umownych. Akumulatory są przydatne tylko wtedy, gdy są wystarczająco naładowane przed okresem niedoboru.

Planowanie musi zatem unikać dwóch sprzecznych ze sobą błędnych założeń. Pierwsze z nich polega na automatycznym przeliczaniu każdej dodatkowej kilowatogodziny zużycia energii elektrycznej na proporcjonalny wzrost obciążenia szczytowego. To ignoruje możliwości sterowania cyfrowego. Drugim błędem jest założenie, że elastyczne obciążenia mogą zniknąć na zawsze w czasie kryzysu. W rzeczywistości elastyczność może znacząco zmniejszyć zapotrzebowanie na gwarantowaną moc, ale nie może jej całkowicie zastąpić.

Monitorowanie bezpieczeństwa dostaw przez Federalną Agencję Sieciową ilustruje skalę wyzwania. W zależności od rozwoju odnawialnych źródeł energii, sieci, popytu i elastyczności, do 2035 roku może być potrzebna dodatkowa, kontrolowana moc rzędu 22–36 gigawatów. Dane te przedstawiają przyrosty brutto przed wyłączeniem z eksploatacji. Ten szeroki zakres nie jest słabością analizy, lecz wyrazem rzeczywistej niepewności. Pokazuje on również, jak kosztowne mogą być opóźnienia w rozwoju sieci, odnawialnych źródeł energii i elastyczności popytu.

Elektrownie gazowe stają się rzadko stosowaną polisą ubezpieczeniową

Ekonomiczną zaletą elastycznych elektrowni gazowych jest ich stosunkowo niski koszt inwestycji w przeliczeniu na kilowat, możliwość sterowania oraz możliwość magazynowania dużych ilości energii oddzielnie od elektrowni jako paliwa. Dzięki temu nadają się one do pokrycia obciążenia resztkowego, które powstaje po wykorzystaniu energii wiatrowej, słonecznej, magazynowaniu, przesunięciu obciążenia i imporcie.

Różne typy elektrowni spełniają różne zadania. Turbiny gazowe o obiegu otwartym charakteryzują się szybkim rozruchem i stosunkowo niskimi kosztami inwestycyjnymi. Ich sprawność jest niższa, co nie stanowi problemu, jeśli są rzadko użytkowane. Elektrownie gazowo-parowe (CCGT) są droższe, ale zużywają paliwo efektywniej i są lepiej dostosowane do dłuższych godzin pracy. Elektrownie gazowe i nowoczesne elektrociepłownie (CHP) mogą być wdrażane w sposób zdecentralizowany i charakteryzują się wyjątkową elastycznością.

Niskie wykorzystanie prowadzi jednak do problemów z finansowaniem. Elektrownia, która jest potrzebna tylko w ciągu kilku godzin niedoboru, może nie generować wystarczających przychodów na normalnym rynku energii elektrycznej, aby pokryć swoje koszty stałe. Na rynku energii elektrycznej musiałaby refinansować znaczną część swojej inwestycji za pomocą rzadkich, bardzo wysokich cen. Teoretycznie jest to możliwe, ale w praktyce wiąże się z wysokim ryzykiem politycznym i regulacyjnym. Rządy mogłyby interweniować w przypadku ekstremalnych cen, zmieniając pułapy cenowe lub wprowadzając z mocą wsteczną specjalne opłaty.

Opłaty za moc przenoszą część tego ryzyka z inwestorów na odbiorców energii elektrycznej. Może to obniżyć koszty finansowania i przyspieszyć decyzje budowlane. Wiąże się to jednak z ryzykiem sztucznego utrzymywania na rynku nieefektywnych elektrowni, nabywania nadmiernych ilości lub dyskryminowania nowych technologii. Elektrownie gazowe nie powinny być zatem traktowane jako uprzywilejowana infrastruktura, lecz raczej jako uczestnicy konkurencyjnego rynku niezawodności.

Umowy muszą zawierać jasne wymogi dotyczące dostępności. Podmioty opłacane za gwarantowaną moc muszą dostarczać energię w okresach niedoborów, w przeciwnym razie grożą im wysokie kary. Ponadto konieczne są limity emisji, wymogi dotyczące modernizacji technicznej oraz weryfikowalne cele okresowe. Płatności za moc nie mogą gwarantować godzin pracy ani sprzedaży paliwa. Płatność powinna być naliczana za możliwość zapewnienia mocy, a nie za prawo do produkcji energii elektrycznej z paliw kopalnych.

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

Zdolność wodoru do wytwarzania energii nie może stać się chwytem marketingowym

Nowe elektrownie gazowe mają być w perspektywie długoterminowej przekształcane na wodór lub inne paliwa neutralne dla klimatu. Taka perspektywa jest niezbędna, aby zapewnić, że dodatkowa moc będzie zgodna z celem neutralności klimatycznej. Termin „zdolna do spalania wodoru” jest jednak nieprecyzyjny. Może on oznaczać, że elektrownia jest już w stanie spalać duże ilości wodoru, że planowana jest późniejsza techniczna konwersja, lub po prostu, że na miejscu jest wystarczająco dużo miejsca na taką konwersję.

Konwersja techniczna to tylko jeden z elementów wyzwania. Kluczowe czynniki obejmują również dostępność wodoru neutralnego dla klimatu, infrastrukturę transportową, magazynowanie, wymogi bezpieczeństwa i opłacalność ekonomiczną. Elektrownia zdolna do produkcji wodoru bez połączenia z siecią wodorową to niewiele więcej niż opcja dekarbonizacji. Umowy powinny zatem zawierać konkretne normy techniczne, terminy i konsekwencje nieprzestrzegania wymogów.

Przetwarzanie wodoru w energię elektryczną wiąże się ze znacznymi stratami. Energia elektryczna jest najpierw wykorzystywana do produkcji wodoru, następnie gaz musi być sprężany, transportowany lub magazynowany, a następnie ponownie przetwarzany w energię elektryczną. Całkowita sprawność jest znacznie niższa niż w przypadku bezpośredniego magazynowania pośredniego w akumulatorach. Nie oznacza to jednak, że wodór nie nadaje się do tego celu. Akumulatory są wydajne, ale magazynowanie dużych ilości energii przez tygodnie lub sezony jest kosztowne. Pomimo niższej sprawności, wodór może być ekonomicznie opłacalny w rzadkich i długotrwałych okresach niedoboru energii.

Kolejnym wąskim gardłem jest konkurencja o neutralny dla klimatu wodór. Przemysł stalowy, chemiczny, transport morski i część sektora lotniczego potrzebują cząsteczek do procesów, które trudno jest bezpośrednio zelektryfikować. Elektrownie mogłyby zatem konkurować z zastosowaniami przemysłowymi o ograniczone ilości. Niemcy nie powinny opierać swojej strategii awaryjnej na przedwczesnym założeniu, że tani, zielony wodór będzie dostępny w nieograniczonych ilościach.

Podejście etapowe ma sens. Nowe elektrownie muszą być technicznie adaptowalne, budowane w odpowiednich lokalizacjach i posiadać wiążące ścieżki dekarbonizacji. Jednocześnie nie należy wykluczać innych opcji neutralnych dla klimatu, pod warunkiem że ich całkowite emisje i wpływ na zrównoważony rozwój zostaną wiarygodnie wykazane. Neutralność technologiczna nie może jednak prowadzić do niejasnych obietnic dotyczących przyszłości, uzasadniających dalsze wykorzystanie gazu ziemnego.

Zdecentralizowane systemy mogą zwiększyć niezawodność systemu

Duże elektrownie korzystają z ekonomii skali, doświadczonych operatorów i wydajnych połączeń sieciowych. Jednak strategia całkowicie scentralizowana pozostawiłaby niewykorzystane możliwości w parkach przemysłowych, przedsiębiorstwach komunalnych i sieciach ciepłowniczych. Mniejsze turbiny gazowe, elektrownie spalinowe i elektrociepłownie można budować blisko punktu poboru, wspierając lokalne sieci i przyczyniając się do regionalnego zaopatrzenia w przypadku zakłóceń.

Skojarzone wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej (CHP) jest efektywne tylko wtedy, gdy wytworzone ciepło jest rzeczywiście efektywnie wykorzystywane. Elektrownia nie staje się ekonomicznie ani ekologicznie korzystna tylko dlatego, że może pozyskiwać ciepło. Nowoczesne sieci ciepłownicze muszą umożliwiać zasilanie energią elektryczną. Duże pompy ciepła, kotły elektrodowe, przemysłowe ciepło odpadowe oraz systemy magazynowania ciepła można łączyć z elastycznymi systemami CHP. System magazynowania ciepła oddziela czas wytwarzania energii elektrycznej od zużycia ciepła.

Elastyczne biogazownie mogą również przyczynić się do niezawodnego zasilania. Zamiast produkować energię elektryczną o stałej wydajności przez cały rok, biogaz może być magazynowany i selektywnie wykorzystywany w okresach wysokiego obciążenia resztkowego. Potencjał zrównoważonego rozwoju jest ograniczony, a kwestie dotyczące użytkowania gruntów, strat metanu i konkurencyjnych sposobów użytkowania gruntów pozostają istotne. Jednak istniejące biogazownie mogą wnieść cenny wkład, jeśli ich działanie będzie konsekwentnie dostosowane do zapotrzebowania systemu.

Zdecentralizowane zasoby wymagają agregatorów, znormalizowanej komunikacji i niezawodnych pomiarów. Tysiące małych elektrowni może wspólnie utworzyć wirtualną elektrownię, pod warunkiem weryfikacji ich dostępności i bezpieczeństwa systemów sterowania. Rynek mocy, którego wstępną kwalifikacją mogłyby zarządzać wyłącznie duże przedsiębiorstwa energetyczne, byłby formalnie neutralny technologicznie, ale w praktyce scentralizowany. Przepisy muszą oferować mniejszym elektrowniom i portfelom łączonym realistyczne możliwości uczestnictwa.

Rynek energii elektrycznej w Europie jest częścią mechanizmu zabezpieczającego

Niemcy są zintegrowane z europejskim rynkiem energii elektrycznej. Transgraniczne linie przesyłowe umożliwiają wymianę z krajami o odmiennej pogodzie, zapotrzebowaniu i strukturze wytwarzania. Skandynawska energia wodna, alpejskie magazyny energii, francuska energia jądrowa, nadwyżki energii odnawialnej z innych regionów oraz elastyczni odbiorcy za granicą mogą pomóc złagodzić niedobory dostaw w Niemczech.

Import generalnie zmniejsza zapotrzebowanie na rezerwy wyłącznie krajowe. Nie każdy kraj doświadcza jednocześnie najwyższego obciążenia lub najniższej generacji. Większy obszar rynku równoważy różnice regionalne i efektywniej wykorzystuje elektrownie i magazyny energii. Strategia samowystarczalności kraju wymagałaby zatem większych mocy i wyższych kosztów.

Jednocześnie importu nie można uznać za gwarantowany bez ograniczeń. Zimne i bezwietrzne warunki pogodowe mogą oddziaływać na kilka krajów jednocześnie. Kraje sąsiednie również elektryfikują, zamykają konwencjonalne elektrownie lub borykają się z własnymi wąskimi gardłami sieciowymi. Dlatego wiarygodny udział importu należy oceniać za pomocą europejskich modeli prawdopodobieństwa, a nie na podstawie indywidualnych historycznych wartości szczytowych.

Otwarcie mechanizmu mocy na odpowiednie zasoby zagraniczne jest logiczne z ekonomicznego punktu widzenia, ale stanowi wyzwanie. Niemcy muszą zapewnić, że zakontraktowane moce rzeczywiście będą dostarczane w okresach równoczesnego niedoboru oraz że dostępna będzie wystarczająca transgraniczna przepustowość. Mechanizmy krajowe mogą okazać się kosztowne dla obu stron, jeśli każdy kraj będzie próbował samodzielnie pokryć najgorszy scenariusz. Wspólne standardy niezawodności i skoordynowane planowanie europejskie mogłyby zmniejszyć ogólne zapotrzebowanie.

Rynek energii elektrycznej lub rynek mocy

Na rynku energii elektrycznej dostawcy otrzymują przychody ze sprzedaży energii elektrycznej oraz z usług systemowych. Niedobór przejawia się w wysokich cenach. Ceny te nagradzają elektrownie, magazyny, importerów i konsumentów, którzy ograniczają swoje zapotrzebowanie. Model ten jest zasadniczo neutralny technologicznie, ponieważ to sygnał cenowy, a nie organ, decyduje, która reakcja jest ekonomicznie opłacalna.

Jego słabością jest tzw. problem brakującego pieniądza. Interwencje polityczne, limity cenowe i rzadkie niedobory mogą sprawić, że inwestorzy nie będą oczekiwać wystarczających zysków. Nawet jeśli dopuszczone są skrajne ceny, finansowanie elektrowni o długim okresie eksploatacji w oparciu o kilka niepewnych godzin jest kosztowne. Banki i inwestorzy kapitałowi żądają wysokich premii za ryzyko.

Rynek mocy również płaci za obiecaną dostępność. Stabilizuje to przychody, zmniejsza ryzyko inwestycyjne i może ograniczyć ekstremalne wahania na rynku spot. Jednocześnie kluczowa decyzja przechodzi na regulatora: musi on określić, ile mocy należy zakupić. Jeśli oferta będzie zbyt duża, odbiorcy będą latami płacić za niepotrzebną moc, a sygnały cenowe dla magazynowania i przesunięć obciążenia zostaną osłabione. Jeśli zakupi się zbyt mało, problem bezpieczeństwa dostaw będzie się utrzymywał.

Najbardziej ekonomicznie uzasadnionym rozwiązaniem nie jest zatem sztywny plan centralny, lecz mechanizm konkurencyjny z regularnie aktualizowaną analizą popytu. Nachylona krzywa popytu może zapobiec gwałtownym skokom cen spowodowanym niewielkimi zmianami wolumenu. Różne okresy obowiązywania umów mogą uwzględniać potrzeby finansowania nowych obiektów bez niepotrzebnego blokowania istniejących mocy. Istniejące elektrownie, nowe obiekty, magazyny energii, elastyczni odbiorcy i odpowiednie zasoby zagraniczne powinny konkurować w oparciu o porównywalne standardy niezawodności.

Rynek energii elektrycznej pozostaje ważny nawet w przypadku płatności za moc. Nadal decyduje o tym, która elektrownia będzie wykorzystywana w danej godzinie. Sygnał cenowy musi być wystarczająco silny, aby uwypuklić krótkoterminowe niedobory i nagradzać elastyczność. Rynek mocy powinien uzupełniać rynek energii elektrycznej, ale go nie zastępować.

Prawdziwa otwartość technologiczna wymaga innych standardów

Przetarg może wydawać się neutralny na papierze, ale w praktyce może być dostosowany do konkretnej technologii. Długie, nieprzerwane zobowiązanie do dostaw faworyzuje elektrownie zasilane paliwem. Bardzo krótki czas reakcji faworyzuje akumulatory. Wysokie minimalne moce produkcyjne wykluczają małe elektrownie. Długie kontrakty obejmujące wyłącznie nowe inwestycje mogą utrudniać elastyczność popytu, nawet jeśli może być ona korzystniejsza.

Celem nie powinno być zatem schematyczne, równe traktowanie, lecz porównywalność uwzględniająca różne technologie. Baterie wymagają realistycznych odliczeń opartych na czasie rozładowania i stanie naładowania. Elastyczni odbiorcy potrzebują weryfikowalnych wartości bazowych, aby deklarowana redukcja obciążenia mogła być faktycznie zmierzona. Elektrownie muszą wykazać bezpieczeństwo paliwowe i dostępność techniczną. Zagraniczne moce wytwórcze wymagają przepisów uwzględniających zarówno niedobór, jak i dostępność sieci.

Koncepcje hybrydowe mogą być szczególnie cenne. Akumulator umieszczony obok elektrowni gazowej reaguje natychmiast po uruchomieniu turbiny, redukując nieefektywną pracę przy częściowym obciążeniu. Elektrownie wykorzystujące energię odnawialną z magazynowaniem energii mogą zapewnić bardziej stabilny profil zasilania. Obiekt przemysłowy może łączyć wytwarzanie energii na miejscu, magazynowanie energii w akumulatorach, magazynowanie ciepła i elastyczne procesy. Reguły rynkowe powinny dopuszczać takie portfele jako zasoby zintegrowane.

Jednocześnie wstępna kwalifikacja musi ograniczać spekulacje. Projekty powinny wykazywać dostępność gruntów, postępy w uzyskiwaniu pozwoleń, finansowanie i realne możliwości podłączenia do sieci. Gwarancje, kamienie milowe i rosnące kary pieniężne mogą zapobiec wygraniu przetargów przez niedojrzałe projekty, które później ponoszą porażkę. Wymagania nie mogą być jednak tak skomplikowane, aby mogły je spełnić tylko duże korporacje.

Lokalizacja określa wartość systemu

Dodatkowy megawat nie ma wszędzie takiej samej wartości. Północne Niemcy często produkują duże ilości energii wiatrowej, podczas gdy znaczna część zużycia przemysłowego jest zlokalizowana na zachodzie i południu. Rozbudowa sieci ma na celu zrekompensowanie tych różnic, ale wymaga czasu i napotyka na problemy z uzyskaniem pozwoleń oraz akceptacją społeczną. Elektrownia lub magazyn energii zlokalizowany za niewłaściwym wąskim gardłem sieciowym raczej nie poprawi lokalnego zaopatrzenia.

Przetargi na moce przerobowe wymagają zatem komponentu przestrzennego. Możliwe opcje obejmują regionalne wolumeny zamówień, premie lokalizacyjne, priorytetowe połączenia sieciowe lub wymagania oparte na przejrzystych analizach sieci. Jednak zbyt szerokie limity regionalne mogą budować lokalną siłę rynkową i zwiększać koszty. Alokacja lokalizacji musi być wystarczająco precyzyjna, aby wyeliminować wąskie gardła, ale jednocześnie wystarczająco szeroka, aby utrzymać konkurencję.

To pytanie jest szczególnie pilne w przypadku systemów magazynowania energii w akumulatorach. Wiele projektów ubiega się o przyłączenie do tych samych atrakcyjnych węzłów sieci. Operatorzy sieci potrzebują kryteriów, aby priorytetyzować projekty dojrzałe i obsługujące system. Elastyczne umowy przyłączeniowe mogą umożliwić systemom magazynowania energii wcześniejsze przyłączenie, jeśli w określonych sytuacjach zgodzą się nie ładować ani nie dostarczać energii do sieci.

Infrastruktura paliwowa również musi być zaplanowana przestrzennie. Elektrownie wykorzystujące wodór wymagają wiarygodnego dostępu do przyszłych rurociągów wodorowych, magazynów wodoru lub alternatywnych tras dostaw. Elektrownie kogeneracyjne (CHP) wymagają długoterminowych, użytecznych radiatorów. Elektrownie z możliwością rozruchu awaryjnego wymagają szczególnie stabilnego, lokalnego systemu zasilania. Decyzja o lokalizacji oparta wyłącznie na cenie gruntu i przyłączu elektrycznym byłaby zbyt dużym uproszczeniem.

O ochronie klimatu decydują godziny pracy

Moc zainstalowana elektrowni gazowych nie jest bezpośrednim miernikiem emisji. Kluczowe czynniki to ilość wytworzonej energii elektrycznej, sprawność, zużycie paliwa, emisja metanu w procesie wydobycia oraz moment przejścia na neutralne dla klimatu źródła energii. Duża elektrownia, działająca sporadycznie, może być kompatybilna z neutralnym dla klimatu systemem elektroenergetycznym. Mniejsza elektrownia o dużej liczbie godzin pracy byłaby bardziej problematyczna.

Akumulatory pomagają skrócić czas pracy elektrowni opalanych paliwami kopalnymi. Przenoszą energię odnawialną, zmniejszają ograniczenia i pokrywają krótkie szczyty. Podobny efekt ma rozbudowa sieci, elastyczne zapotrzebowanie i europejski handel energią. Im lepiej te elementy funkcjonują, tym częściej elektrownie gazowe stają się rzadko wykorzystywanym zabezpieczeniem dla regularnych producentów energii.

Cena CO₂ musi być zgodna z tą logiką operacyjną. Płatności za moc mogą pokrywać koszty stałe, ale nie mogą niwelować zmiennych kosztów emisji. Gdyby dotowana elektrownia gazowa mogła sztucznie oferować energię elektryczną po niższej cenie rynkowej niż magazyny lub elastyczni odbiorcy, mechanizm ten stworzyłby niekorzystne bodźce zarówno z punktu widzenia polityki klimatycznej, jak i gospodarki.

Rzeczywisty czas pracy powinien zatem zostać publicznie oszacowany. Jeśli nowe elektrownie gazowe działają znacznie częściej niż planowano, wskazuje to na braki w rozwoju odnawialnych źródeł energii, sieci, magazynowania lub elastyczności. Rynek mocy nie może stać się substytutem tych inwestycji. Powinien on zabezpieczać ryzyko resztkowe, a nie maskować stopniową transformację reszty systemu.

Rachunek za prąd uwzględnia tylko część kosztów

Finansowanie za pomocą podatku zwiększy rachunki za prąd. Jednak skupienie się wyłącznie na widocznym wzroście byłoby niepełne. Konsumenci już płacą za energię, sieci, bilansowanie mocy, redispatch, rezerwy, podatki i opłaty. Niedostateczne bezpieczeństwo dostaw również generuje koszty: w postaci ekstremalnie wysokich cen, przerw w produkcji, działań nadzwyczajnych i kosztownych, krótkoterminowych zakupów.

Rynek mocy może zwiększyć jeden element kosztów, jednocześnie obniżając inne. Przewidywalne przychody obniżają koszty finansowania. Wystarczająca moc może ograniczyć skrajnie niskie ceny. Jednocześnie pojawiają się ryzyka związane z nadwyżką mocy i długoterminowymi zobowiązaniami umownymi. Dlatego kluczowe znaczenie mają ogólne koszty systemu, a nie odosobniona kwota opłaty.

Ekonomicznie optymalny standard bezpieczeństwa nie polega ani na zerowej rezerwie, ani na absolutnej ochronie przed każdym teoretycznym zdarzeniem. Dodatkowa niezawodność jest sensowna, o ile jej koszt jest niższy niż przewidywane szkody wynikające z unikniętych przerw w dostawie prądu. Ten kompromis musi być przejrzysty, ponieważ różni odbiorcy ponoszą bardzo różne koszty szkód. Krótka przerwa w dostawie prądu może być uciążliwa dla gospodarstwa domowego, ale niezwykle kosztowna dla centrum danych lub ciągłego procesu przemysłowego.

Istotny jest również rozkład kosztów. Opłata ryczałtowa za kilowatogodzinę obciąża odbiorców energochłonnych inaczej niż opłata oparta na szczytowym zapotrzebowaniu lub zużyciu w godzinach krytycznych. Model bardziej oparty na przyczynowości kosztów mógłby premiować elastyczność, ale byłby bardziej złożony. Należy rozważyć prostotę, równowagę społeczną, konkurencyjność międzynarodową i wpływ systemowy.

Zaufanie wymaga przejrzystości. Wolumeny przetargów, oferty, rozstrzygnięcia przetargów, okresy obowiązywania umów, dostępność i koszty roczne powinny być publikowane w sposób zrozumiały. Równie ważne jest pytanie, czy wymagana przepustowość maleje wraz ze wzrostem elastyczności. Mechanizm, który po prostu powiększa i przedłuża istniejące umowy, szybko nabrałby charakteru stałej struktury subsydiowania.

Opóźnienie jest obecnie najkosztowniejszym scenariuszem

Niemcy znajdują się pod presją czasu, ponieważ elektrownie, sieci, rurociągi i pozwolenia wymagają długiego czasu realizacji. Nowe moce nie mogą być zamawiane dopiero wtedy, gdy pojawi się luka w podaży. Systemy magazynowania energii w bateriach można budować szybciej, ale wymagają one również gruntów, przyłączy do sieci, finansowania i łańcuchów dostaw. Elastyczność konsumpcji wymaga inteligentnych liczników, standardów, umów i akceptacji społecznej.

Niepewność regulacyjna skłania inwestorów do czekania. Bez jasnych przepisów dotyczących mocy, deweloper elektrowni gazowych nie wie, czy inwestycja oparta wyłącznie na mechanizmach rynkowych jest opłacalna. Inwestor w magazyny energii ma trudności z oceną swojego projektu, gdy opłaty sieciowe, warunki przyłączenia i zasady rynku mocy są niejasne. Przedsiębiorstwa przemysłowe nie mogą czerpać korzyści z elastyczności, dopóki brakuje produktów i rekompensat.

Przejrzystość nie oznacza ustanowienia wszystkich zasad jako niezmiennych regulacji na dziesięciolecia. Oznacza wiarygodną ścieżkę, przejrzyste formuły dostosowań i wiążące terminy. Inwestorzy lepiej radzą sobie z przewidywalnymi aktualizacjami niż z nagłymi zmianami polityki. Dlatego rynek mocy, reforma przyłączy do sieci, wdrożenie inteligentnych liczników i regulacje dotyczące wodoru muszą być traktowane jako spójny pakiet.

Przyspieszenie nie powinno eliminować konkurencji. Procedury awaryjne i bezpośrednie umowy indywidualne mogą wydawać się atrakcyjne w krótkiej perspektywie, ale mogą okazać się kosztowne i faworyzować uznanych dostawców. Bardziej rozsądne są ujednolicone pozwolenia, procedury równoległe, wczesne oceny sieci, jasne dokumenty aukcyjne i wiążące kamienie milowe projektu.

Wytrzymały układ elektryczny zbudowany jest warstwowo

Strategia ekonomicznie solidna składa się z kilku kolejnych poziomów. Pierwszym poziomem jest rozwój odnawialnych źródeł energii. Duże ilości taniej energii wiatrowej i słonecznej zmniejszają import paliw, emisje i czas pracy elektrowni cieplnych. Bez wystarczającej produkcji energii ze źródeł odnawialnych, zapotrzebowanie na gaz, a później na wodór, będzie niepotrzebnie rosło.

Drugi poziom obejmuje sieci i połączenia europejskie. Większy obszar bilansowania pozwala lepiej wykorzystać różnice regionalne i zmniejszyć ograniczenia. Trzeci poziom to cyfrowo sterowany popyt. Pojazdy elektryczne, pompy ciepła, obciążenia przemysłowe i odpowiednie procesy obliczeniowe muszą być w stanie automatycznie reagować na ceny i warunki sieciowe.

Czwarty poziom obejmuje magazynowanie krótkoterminowe. Akumulatory odpowiadają za codzienne przesuwanie obciążenia, kontrolę częstotliwości, redukcję szczytowych wartości mocy i rosnący udział bilansowania mocy. Ich lokalizacja i tryby pracy powinny być dostosowane do korzyści systemowych. Piąty poziom obejmuje długotrwałe niedobory. Obejmuje on elektrownie szczytowo-pompowe, elastyczną bioenergię, magazynowanie ciepła, wodór, inne paliwa neutralne dla klimatu, a w fazie przejściowej również gaz ziemny.

Szósty poziom to zarządzanie instytucjonalne. Zapotrzebowanie na moce produkcyjne musi być regularnie obliczane z wykorzystaniem realistycznych założeń dotyczących pogody, importu, przerw w dostawach i popytu. Przetargi muszą uwzględniać różne technologie, być zróżnicowane geograficznie i otwarte na łączenie mniejszych zasobów. Sankcje zapewniają dostępność, a wymogi dotyczące emisji i modernizacji chronią cele klimatyczne.

Ten wielowarstwowy model unika obu skrajności. Same baterie nie są w stanie w pełni i ekonomicznie pokryć długotrwałych okresów niskiej produkcji energii wiatrowej i słonecznej przy obecnej strukturze kosztów. Same elektrownie gazowe skutkowałyby wysokimi kosztami paliwa, uzależnieniem od importu i niepotrzebnymi emisjami. Najbardziej opłacalny system powstaje dzięki współdziałaniu obu technologii z sieciami elektroenergetycznymi, elastycznym popytem, ​​handlem w Europie i długoterminowym magazynowaniem energii.

Decyduje nie technologia, lecz koordynacja

Niemcy nie muszą wybierać między gospodarką bateryjną a flotą elektrowni. Muszą określić, jakie zadania realizuje każdy zasób, gdzie przynosi największe korzyści, w jaki sposób rekompensowana jest jego moc wyjściowa i jak szybko zmniejsza się liczba godzin pracy paliw kopalnych. Baterie powinny wygrywać w przypadku częstych, szybkich i zautomatyzowanych prac nad elastycznością. Elektrownie dyspozycyjne powinny pokrywać rzadkie, długotrwałe i ekonomicznie szczególnie niebezpieczne ryzyko resztkowe.

Nowy mechanizm mocy może pobudzić niezbędne inwestycje. Jego sukces nie zależy jednak od maksymalnej zatwierdzonej kwoty finansowania. Kluczowymi czynnikami są szeroka konkurencja, staranne obliczenia ilościowe, skuteczne sankcje oraz gotowość do dostosowania mechanizmu do rosnącej elastyczności magazynowania i popytu. W przeciwnym razie istnieje ryzyko powstania kosztownego systemu równoległego, który uspołecznia ryzyko inwestycyjne i jednocześnie osłabia sygnały cenowe dla innowacji.

Najważniejszym wskaźnikiem klimatycznym nie będzie liczba zainstalowanych gigawatów elektrowni gazowych. Liczy się to, jak mało gazu ziemnego spalają te elektrownie, jak niezawodnie dostarczają energię w krytycznych godzinach i czy faktycznie przechodzą na paliwa neutralne dla klimatu. W przypadku baterii liczy się nie liczba żądań przyłączenia, ale rzeczywista zainstalowana, dostępna i zasilająca sieć energia oraz moc.

Niezawodna transformacja energetyczna nie nastąpi, jeśli jedną technologię uznamy za zwycięzcę. Stanie się tak, gdy każda z technologii podejmie się zadania, do którego jest najlepiej przystosowana, zarówno technicznie, jak i ekonomicznie, i gdy będą one konkurować o wymierne korzyści systemowe. Prawdziwy wybór Niemiec nie brzmi zatem: baterie czy elektrownie gazowe. Chodzi o inteligentną koordynację czy trwałą, kosztowną fragmentację.

Głosy ekspertów stojące za debatą

Profesor dr Matthias Huber kieruje Instytutem Nowych Systemów Energetycznych w Wyższej Szkole Zawodowej w Ingolstadt. Jego praca koncentruje się na międzysektorowych systemach energetycznych, inteligentnych sieciach elektroenergetycznych, regionalnych koncepcjach zaopatrzenia, rynkach energii oraz metodach optymalizacji integracji odnawialnych źródeł energii.

Marco Wünsch jest absolwentem inżynierii przemysłowej i zarządzania, pracuje w Prognos w Berlinie. Specjalizuje się w przyszłościowym zaopatrzeniu w energię, modelowaniu wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, zużyciu energii oraz roli skojarzonego wytwarzania ciepła i energii (CHP) w Niemczech i Europie.

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!

 

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

Możesz się ze mną skontaktować, wypełniając formularz kontaktowy tutaj wolfenstein@xpert.digital:lub po prostu dzwoniąc pod numer +49 7348 4088 965. Mój adres e-mail to

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