Elektrownie gazowe zamiast magazynów energii: 800 milionów euro wyrzucone w błoto? Ustawa, która zadecyduje o przyszłości energetycznej

Lider Europy w niebezpieczeństwie: Jak rząd ogranicza rozwój magazynowania energii elektrycznej

Nowe, kontrowersyjne prawo dotyczące energii elektrycznej: Dlaczego wkrótce znów staniemy się bardziej zależni od drogiego gazu ziemnego

Niemcy znajdują się w punkcie zwrotnym w swojej polityce energetycznej: podczas gdy ekspansja prywatnych i komercyjnych magazynów energii postępuje w rekordowym tempie, czyniąc kraj niekwestionowanym liderem w Europie, nowe prawo grozi znacznym spowolnieniem tego tempa. Planowana ustawa o bezpieczeństwie dostaw energii elektrycznej i mocy (StromVKG) ma na celu wytyczenie kursu dla przyszłości zaopatrzenia w energię elektryczną. Jednak pod płaszczykiem neutralności technologicznej kryją się kryteria – takie jak nierealistyczny wymóg 10-godzinnej dostępności – które skutecznie wykluczają nowoczesne systemy magazynowania energii z najważniejszych przetargów. Beneficjentami tego rozporządzenia byłyby właśnie nowe, zasilane paliwami kopalnymi elektrownie gazowe. Cena tego błędu regulacyjnego jest ogromna: oprócz utrwalenia trwałego uzależnienia od importu gazu, stawką jest roczny potencjał oszczędności ekonomicznych wynoszący około 800 milionów euro. Poniższa analiza wyjaśnia, dlaczego obecny projekt ustawy ignoruje postęp technologiczny i jak Parlament musi teraz pilnie wprowadzić ulepszenia, aby zapobiec poświęceniu przyszłości energetycznej Niemiec na rzecz dogmatycznych zasad dotyczących paliw kopalnych z przeszłości.

W związku z tym:

• Pułapka lobby technicznego: w jaki sposób skandal ministerialny związany z 10-godzinną zasadą praktycznie uniemożliwia magazynowanie energii w akumulatorach

Tajne dotacje do gazu? Co tak naprawdę kryje się za nową ustawą o rynku mocy?

W drugim tygodniu maja 2026 roku niemiecki rząd federalny zatwierdził projekt ustawy o bezpieczeństwie dostaw energii elektrycznej i mocy (StromVKG). Decyzja ta była następstwem wielomiesięcznych konsultacji, w trakcie których Federalne Ministerstwo Gospodarki i Energii początkowo przekazało projekt ustawy do przeglądu międzyresortowego i konsultacji ze stowarzyszeniami branżowymi. To, co brzmi jak techniczna formalność w prawie energetycznym, jest w rzeczywistości jedną z najbardziej dalekosiężnych decyzji w zakresie polityki gospodarczej i przemysłowej od czasu wycofania węgla w Niemczech: ustawa określa, które technologie elektrowni będą preferowane na nowo wprowadzonym rynku mocy – a tym samym, czy Niemcy będą w stanie obronić swoją obecną pozycję lidera w europejskiej konkurencji na rynku magazynów energii w bateriach w perspektywie długoterminowej, czy też zagrożą jej poprzez błędne regulacje.

Istotą ustawy o zaopatrzeniu w energię elektryczną (StromVKG) jest wprowadzenie rynku mocy, który po raz pierwszy w Niemczech systematycznie rekompensuje samo udostępnienie mocy wytwórczych – niezależnie od tego, czy energia elektryczna faktycznie zostanie dostarczona. Celem jest zapewnienie do 2031 roku wystarczającej, kontrolowanej mocy w niemieckiej sieci elektroenergetycznej, aby zagwarantować bezpieczeństwo dostaw nawet w tzw. „ciemnych okresach przestoju”, czyli kilkudniowych okresach bez znaczącego zasilania z energii wiatrowej i słonecznej. Ustawa przewiduje kilka rund przetargowych: początkowo przetarg ma objąć 9 gigawatów tzw. mocy długoterminowej, następnie kolejne 2 gigawaty bez konkretnego kryterium długoterminowego, a na koniec, w latach 2027 i 2029, rundy całkowicie neutralne technologicznie. Jednak to właśnie to kryterium długoterminowe jest sednem sprawy – i punktem wyjścia narastających kontrowersji w polityce gospodarczej.

Kryterium 10-godzinne i jego wpływ na rynek

Kryterium długoterminowe zawarte w niemieckiej ustawie o zaopatrzeniu w energię elektryczną (StromVKG) nakłada na dostawców obowiązek zapewnienia, że ​​ich elektrownie mogą dostarczać energię elektryczną nieprzerwanie przez dłuższy czas. Obecna wersja przewiduje minimalny czas zasilania wynoszący dziesięć godzin. Na pierwszy rzut oka wydaje się to technicznie uzasadnionym wymogiem bezpieczeństwa dostaw. Jednak po bliższej analizie okazuje się, że jest to kryterium de facto dostosowane do elektrowni cieplnych – tj. elektrowni gazowych – i skutecznie wyklucza systemy magazynowania energii w bateriach, w szczególności dostępne komercyjnie systemy litowo-jonowe, z początkowych, największych rund przetargowych.

Jak wyjaśnia Daniel Böhmer, ekspert ds. rynku energii w Aurora Energy Research, w analizie technicznej, wymóg zawarty w obecnym projekcie idzie jeszcze dalej: systemy muszą być w stanie ponownie spełnić kryterium dziesięciu godzin w dowolnym momencie, najpóźniej w ciągu godziny. Mówiąc wprost, oznacza to, że system magazynowania energii musiałby zostać w pełni naładowany w ciągu 60 minut po dziesięciu godzinach całkowitego rozładowania – wymóg techniczny, którego spełnienie w przypadku akumulatorów litowo-jonowych w tak rygorystycznej formie jest po prostu niemożliwe. W korzystnym scenariuszu projektowym możliwe byłoby połączenie kilku mniejszych systemów magazynowania energii lub rezygnacja z konieczności rezerwowania energii na pełną moc zainstalowaną – jednak ścisła interpretacja projektu również wyklucza taką elastyczność. W rezultacie każdy, kto chce wygrać jedną z pierwszych aukcji mocy, musi w zasadzie zbudować lub eksploatować elektrownię gazową.

Niemieckie Stowarzyszenie Magazynowania Energii (BVES) odniosło się właśnie do tej kwestii w swoim oświadczeniu dotyczącym projektu ustawy i wezwało do zmiany odpowiedniego paragrafu 15, aby uniknąć strukturalnego upośledzenia systemów magazynowania energii w bateriach. Niemieckie Stowarzyszenie Przemysłu Energetycznego i Wodnego (BDEW) również wezwało do szybkiego uchwalenia ustawy w procesie parlamentarnym, jednocześnie domagając się utrzymania kryterium 10-1-10 godzin – sprzeczność ta pokazuje, jak bardzo podzielone są w tej kwestii nawet stowarzyszenia branżowe. Niemieckie Stowarzyszenie Energii Słonecznej (BSW-Solar) z kolei jest jednoznaczne: systemy magazynowania energii w bateriach nie powinny być dyskryminowane w porównaniu z elektrowniami gazowymi na aukcjach elektrowni z powodu nieodpowiednich kryteriów przetargowych. Operatorzy magazynów energii rozważają obecnie nawet podjęcie kroków prawnych przeciwko warunkom przetargowym.

Lider Europy ryzykuje swoją pozycję

Pełne konsekwencje tej decyzji regulacyjnej stają się oczywiste dopiero w porównaniu z innymi krajami europejskimi. Niemcy są obecnie liderem rynku magazynowania energii w Europie – i to ze znaczną przewagą. Podczas gdy całkowita zainstalowana moc baterii w Europie wzrosła do ponad 17 gigawatów między 2024 a 2025 rokiem i według prognoz do 2030 roku przekroczy 80 gigawatów, to Niemcy są siłą napędową tego rozwoju. Dzięki wzrostowi o 6,6 gigawatogodzin w 2025 roku, Niemcy odnotowały największą nową instalację w UE, zwiększając swoją zainstalowaną moc o kolejne 0,5 gigawatogodziny w porównaniu z rokiem poprzednim. Włochy, które wcześniej wykazywały podobną dynamikę, odnotowały spadek mocy z 6,0 do 4,9 gigawatogodzin w tym samym roku – co stanowi znaczący spadek.

Do końca 2025 roku do sieci w Niemczech podłączono ponad 2,5 gigawata mocy magazynów energii elektrycznej – mniej więcej dwa razy więcej niż dwa lata wcześniej. Jednocześnie liczba zainstalowanych systemów magazynowania energii elektrycznej wzrosła do około 2,4 miliona, a ich łączna pojemność wyniosła ponad 25 gigawatogodzin. Boom trwał nadal w pierwszym kwartale 2026 roku: między styczniem a marcem 2026 roku oddano do użytku ponad dwie gigawatogodziny nowej mocy magazynowej, co stanowi wzrost o około 67 procent w porównaniu z analogicznym okresem roku poprzedniego. Jeśli ten trend się utrzyma, do końca 2026 roku może zostać dodanych od 8 do 10 gigawatogodzin nowej mocy, a łączna zainstalowana moc może przekroczyć 35 gigawatogodzin. Głównym motorem tego wzrostu są wielkoskalowe systemy magazynowania energii elektrycznej: w pierwszym kwartale 2026 roku ekspansja w tym segmencie wzrosła prawie czterokrotnie w porównaniu z rokiem poprzednim.

Ten rozwój nie jest narzucony politycznie, lecz determinowany przez rynek. Międzynarodowe Forum Ekonomiczne Energii Odnawialnej (IWR) zauważa, że ​​dotychczas nacisk polityczny koncentrował się bardziej na finansowanych przez państwo mocach wytwórczych opartych na paliwach kopalnych, podczas gdy rynek magazynowania finansowany ze środków prywatnych rozwijał się organicznie i dynamicznie. To właśnie ta konfiguracja polityki przemysłowej, którą ekonomiści określają jako optymalną: technologia, która sprawdza się w warunkach konkurencji, generuje korzyści skali i nie wymaga stałych subsydiów. Ramy regulacyjne, które celowo spowalniają tę dynamikę na rzecz technologii wymagających 15-letnich płatności za moce wytwórcze, aby były ekonomicznie opłacalne, trudno uzasadnić z perspektywy makroekonomicznej.

800 milionów euro: co jest stawką

Za abstrakcyjną debatą regulacyjną kryją się konkretne dane ekonomiczne. W 2025 roku w Niemczech trzeba było ograniczyć około 8 terawatogodzin energii elektrycznej wytwarzanej przez elektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne – co odpowiada około 3% całkowitej produkcji energii wiatrowej i słonecznej. Za tą ponurą statystyką kryją się utracone zyski z inwestycji, uniknięte emisje, których nigdy nie uniknięto, a przede wszystkim: koszty systemu, które ostatecznie ponoszą konsumenci.

Gdyby obecny plan projektów magazynowania energii w bateriach – tj. ogłoszony, zatwierdzony lub będący już w trakcie realizacji, o łącznej mocy około 10,5 gigawata – był w pełni operacyjny, można by było uniknąć około jednej trzeciej tych ograniczeń. Odpowiada to potencjalnym oszczędnościom ekonomicznym w wysokości około 800 milionów euro, na które składają się uniknięte koszty redispatch i niepotrzebne zakupy gazu. Wartość ta nie jest teoretycznym wyliczeniem modelowym, lecz opiera się na rzeczywistych wolumenach ograniczeń odnotowanych przez Federalną Agencję Sieciową (Federal Network Agency) oraz empirycznie określonym wkładzie magazynowania energii w baterie w stabilizację sieci. Wyraźnie pokazuje to, że kwestia preferencji technologicznych na rynku mocy ma nie tylko wymiar polityki energetycznej, ale również istotny wymiar fiskalny.

Całkowite koszty zarządzania przeciążeniem sieci w Niemczech wzrosły do ​​około 3,1 mld euro w 2025 r. – o cztery procent więcej niż w roku poprzednim, mimo że wolumen ograniczeń pozostał niemal niezmieniony na poziomie około 30,3 terawatogodzin. Konwencjonalne środki redispatch stanowiły zdecydowanie największy składnik kosztów, przekraczając 1,2 mld euro, następnie 1,4 mld euro dla elektrowni rezerwowych i 102 mln euro dla handlu przeciwnego. Natomiast rekompensata za ograniczenia energii odnawialnej wyniosła zaledwie 433 mln euro – mniej niż jedną siódmą całkowitych kosztów. Ustalenie to obala twierdzenie, niekiedy powtarzane w debacie publicznej, że energia odnawialna jest głównym czynnikiem kosztotwórczym w zarządzaniu przeciążeniem sieci. W rzeczywistości to konwencjonalne moce wytwórcze odpowiadają za lwią część kosztów.

Szczególnie niepokojące jest strukturalne przesunięcie ograniczeń w kierunku sieci dystrybucyjnych. Podczas gdy w 2024 r. trzy czwarte działań redispatchowych miało miejsce w sieci przesyłowej, w 2025 r. odsetek ten spadł do zaledwie dwóch trzecich. Odsetek ograniczeń spowodowanych wąskimi gardłami w sieci dystrybucyjnej znacznie wzrósł – osiągając w drugim kwartale 2025 r. rekordowy poziom 49%. To wyraźnie wskazuje, że problemu nie da się rozwiązać wyłącznie poprzez rozbudowę sieci przesyłowej, ale że pilnie potrzebne jest zdecentralizowane magazynowanie bezpośrednio na miejscu.

Pokusa paliw kopalnych: uzależnienie od gazu jako ryzyko systemowe

Decyzja o faktycznym faworyzowaniu elektrowni gazowych na rynku mocy miałaby znaczące konsekwencje nie tylko w perspektywie krótkoterminowej, ale i długoterminowej. Niemcy już teraz importują około 70% swojego pierwotnego zapotrzebowania na energię. Wskaźnik importu wynosi 95% dla gazu ziemnego, 98% dla ropy naftowej i 100% dla węgla kamiennego. Koszty ekonomiczne tego uzależnienia są ogromne: w 2024 roku Niemcy wydały łącznie około 69 miliardów euro netto na import paliw kopalnych – co stanowi około 1,6% ich produktu krajowego brutto. KfW Research obliczył nawet długoterminową średnią na poziomie 81 miliardów euro rocznie, co odpowiada około 2,5% PKB i daje ponad 1000 euro na mieszkańca rocznie.

Każdy, kto buduje obecnie nowe elektrownie gazowe z 15-letnimi kontraktami na płatności za moc, strukturalnie utrwala tę zależność od importu aż do początku lat 40. XXI wieku. Oto paradoks ekonomiczny niemieckiej polityki energetycznej: w imię bezpieczeństwa dostaw podejmowane są zobowiązania, które na stałe instytucjonalizują długoterminową niepewność – zależność od cen gazu i dostawców. Kryzys energetyczny z 2022 roku dobitnie pokazał, co się dzieje, gdy dostawy gazu zawodzą lub stają się droższe: koszty importu paliw kopalnych sięgnęły 146 mld euro – ponad dwukrotnie więcej niż średnia długoterminowa.

Z drugiej strony, po zainstalowaniu, systemy magazynowania energii w bateriach nie są zależne od żadnego łańcucha dostaw surowców energetycznych. Wzmacniają one krajową energię wiatrową i słoneczną, zmniejszają zapotrzebowanie na import gazu, a tym samym wzmacniają rzeczywiste, a nie tylko deklarowane, bezpieczeństwo dostaw. Każda kilowatogodzina magazynowana i uwalniana przez system magazynowania energii w bateriach to o jedną kilowatogodzinę mniej energii, którą musi wytworzyć elektrownia gazowa – a do tego Niemcy muszą importować gaz. Ta istotna korzyść ekonomiczna nie została dotychczas uwzględniona w kryteriach przetargowych niemieckiej ustawy o zaopatrzeniu w energię elektryczną (StromVKG).

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

Stabilność systemu: Baterie jako niedoceniany aktor sieciowy

Rola magazynów energii w systemie elektroenergetycznym nie ogranicza się wyłącznie do magazynowania nadwyżek energii odnawialnej. Mają one również istotny wpływ na stabilność systemu, co jest systematycznie niedoceniane w debatach skupionych wyłącznie na pojemności. Systemy magazynów energii w bateriach mogą reagować na wahania częstotliwości w sieci w ułamku sekundy, zapewniając bilansowanie mocy, a tym samym realizując zadania, które wcześniej były domeną wyłącznie elektrowni cieplnych.

Z perspektywy systemowej szczególnie istotne jest to, że magazynowanie energii w bateriach może zmniejszyć ograniczenia elektrowni wiatrowych i słonecznych bez konieczności aktywacji elektrowni konwencjonalnych. Gdyby dziś istniała wystarczająca pojemność magazynowa, można by uniknąć emisji milionów ton CO₂ generowanych podczas redispatchowania przez elektrownie konwencjonalne. Eksperci uważają, że połączenie baterii litowo-jonowych o krótkim czasie reakcji, magazynowania energii w średnim okresie oraz sterowalnych elektrowni cieplnych na wypadek ekstremalnych zdarzeń jest optymalną konfiguracją z ekonomicznego punktu widzenia, a nie jednostronną preferencją dla jednej klasy technologii.

Spojrzenie na inne kraje europejskie pokazuje, jak można to zrobić lepiej: Wielka Brytania, Włochy i Australia opracowały specjalne przetargi na długoterminowe magazynowanie, dostosowane do jego specyfiki. Zapewnia to bezpieczeństwo inwestycji, umożliwia uzyskanie korzyści skali i pozwala na wykorzystanie różnych technologii tam, gdzie są one najbardziej wartościowe z perspektywy systemowej – zamiast symulować konkurencję opartą na technologii, która w rzeczywistości jest jednostronnie skoncentrowana na jednej klasie technologii.

W związku z tym:

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

Zdecentralizowana rewolucja: gminy i gospodarstwa domowe jako siły napędowe

Debata na temat polityki energetycznej często koncentruje się na projektach na dużą skalę, flotach elektrowni i infrastrukturze sieci przesyłowych – pomijając rewolucję zachodzącą na poziomie gospodarstw domowych i gmin. W Niemczech działa obecnie około 2,5 miliona systemów magazynowania energii, rozmieszczonych na milionach prywatnych dachów i nieruchomości komercyjnych. Ich łączna pojemność, ponad 28 gigawatogodzin, teoretycznie wystarcza na pokrycie średniego dziennego zużycia energii elektrycznej około trzech milionów gospodarstw domowych.

Do 2030 roku 7 milionów domów jednorodzinnych mogłoby zostać wyposażonych w domowe systemy magazynowania energii – co odpowiadałoby połowie tego typu budynków mieszkalnych w Niemczech. Zapotrzebowanie na rozwiązania magazynowe jest również ogromne w gminach: do 2035 roku co trzecia gmina mogłaby posiadać własne magazyny energii. Ten trend nie wynika z rządowych programów dopłat, lecz z racjonalnych kalkulacji ekonomicznych: magazynowanie energii w bateriach obniża koszty energii elektrycznej dla konsumentów, zwiększa wskaźnik autokonsumpcji energii słonecznej i chroni przed skokami cen na giełdzie energii elektrycznej.

Niemieckie Stowarzyszenie Energii Słonecznej (BSW-Solar) twierdzi, że zainstalowana pojemność magazynów energii musi wzrosnąć czterokrotnie z obecnych 25 gigawatogodzin do około 100 gigawatogodzin do 2030 roku, aby osiągnąć cele transformacji energetycznej. Oznacza to, że dzisiejszy boom nie jest końcem rozwoju, lecz jego początkiem. A ten początek może zostać stłumiony przez nieprawidłowo dostosowane kryteria przetargowe – nie dlatego, że technologia nie jest konkurencyjna, ale dlatego, że bariery regulacyjne utrudniają jej naturalny rozwój rynkowy.

Dylemat strukturalny: przyznawanie kontraktów długoterminowych a dynamika technologiczna

U podstaw Ustawy o zaopatrzeniu w energię elektryczną (StromVKG) leży dylemat strukturalny, wykraczający poza konkretny przypadek przetargu. Rynki mocy, zgodnie z projektem ustawy, przyznają kontrakty na 15 lat. Jest to konieczne, aby zapewnić wystarczające bezpieczeństwo inwestycyjne dla elektrowni kapitałochłonnych – jest to oczywiste w przypadku elektrowni gazowej o kosztach inwestycyjnych liczonych w setkach milionów. Jednak zastosowanie tego samego okresu obowiązywania umowy do technologii podlegającej szybkiej redukcji kosztów i rozwojowi technologicznemu prowadzi do zniekształcenia: systemy magazynowania energii w bateriach, które obecnie nie spełniają jeszcze wszystkich wymagań, mogą być technicznie i ekonomicznie lepsze za pięć lat – a jednak zostały wyparte z rynku przez 15-letnie kontrakty gazowe.

Koszt rozwoju akumulatorów litowo-jonowych w ostatnich latach zaniżył wszelkie prognozy. Chociaż akumulatory przepływowe redoks i inne technologie długoterminowego magazynowania energii są wciąż na wczesnym etapie komercjalizacji i charakteryzują się wyższymi kosztami inwestycyjnymi, mogą stać się znacznie bardziej atrakcyjne ekonomicznie, gdy ich dostawy staną się obowiązkowe w 2031 roku. Ignorując tę ​​dynamikę technologiczną i formułując statyczne wymagania, które obecnie są dostosowane do jednej technologii – elektrowni gazowej – projekt ustawy popełnia ten sam błąd, który wielokrotnie popełniali regulatorzy w innych sektorach: zamrażając konkretny etap rozwoju technologicznego w przepisach, które rzekomo wykraczają poza ten etap.

Co więcej, istnieje aspekt finansowania: elektrownie gazowe mogą pochwalić się sprawdzonymi strukturami kosztów i przychodów, a tym samym cieszą się większym uznaniem inwestorów instytucjonalnych niż nowatorskie technologie długoterminowego magazynowania. Jednak ta przewaga finansowa elektrowni gazowych nie jest naturalną cechą rynku, lecz raczej historycznie ukształtowaną asymetrią – która byłaby dodatkowo pogłębiana przez preferencyjne kryteria przetargowe, zamiast być systematycznie ograniczana.

Międzynarodowe wzorce do naśladowania i ich możliwość przenoszenia

Wyzwanie związane z połączeniem bezpieczeństwa dostaw z neutralnym technologicznie rynkiem mocy nie jest wyjątkowe dla Niemiec. Wielka Brytania, która jest drugim co do wielkości rynkiem magazynowania energii w Europie po Niemczech, stworzyła w ramach swojego rynku mocy oddzielne klasy przetargowe dla technologii magazynowania – z różnymi wymaganiami w zależności od czasu magazynowania i szybkości reakcji. Pozwala to systemom magazynowania energii konkurować w segmencie, w którym oferują największą wartość systemową, zamiast konkurować z technologiami zaprojektowanymi dla zasadniczo odmiennych funkcji systemu.

We Włoszech rządowy program MACSE promował długoterminowe magazynowanie energii, tworząc w ten sposób niezależny rynek dla tej klasy technologii. Australia, która lata temu zmagała się z przerwami w dostawie prądu, pokazała poprzez zróżnicowaną strukturę rynku mocy i ukierunkowane inwestycje w wielkoskalowe magazyny energii – w tym największą na świecie fabrykę akumulatorów w Australii Południowej – że bezpieczeństwo dostaw jest możliwe bez nowych elektrowni gazowych. Te międzynarodowe doświadczenia sugerują, że prawdziwy wybór leży nie między elektrowniami gazowymi a magazynami energii, ale między zróżnicowaną konstrukcją systemu, wykorzystującą różne technologie w zależności od ich systemowych atutów, a uproszczonym podejściem, które w praktyce opiera się na jednej technologii i nazywa to otwartością technologiczną.

Polityczne okno możliwości: Co należy teraz zrobić

Ustawa o zaopatrzeniu w energię elektryczną (StromVKG) została uchwalona przez Radę Ministrów, ale musi jeszcze przejść przez proces parlamentarny, zanim pierwsze przetargi będą mogły rozpocząć się latem 2026 roku. To okno parlamentarne daje ostatnią szansę na wprowadzenie korekt uwzględniających dane rynkowe i realia gospodarcze. W szczególności konieczne są następujące zmiany: Kryterium długoterminowe powinno zostać zreformowane, aby uwzględniało również kombinacje wielu systemów magazynowania energii lub rozłożenie w czasie. Wymagany czas ładowania wynoszący godzinę po dziesięciu godzinach rozładowania powinien zostać zniesiony lub znacznie złagodzony. Począwszy od pierwszej rundy przetargów, należy ustanowić neutralny technologicznie limit, ukierunkowany na krótsze przerwy w dostawach – ponieważ nie każde wyzwanie w zakresie bezpieczeństwa dostaw oznacza wielodniowy okres niskiej generacji energii wiatrowej i słonecznej.

Co więcej, sprawiedliwy dostęp firm zajmujących się magazynowaniem energii w bateriach do przetargów na moce jest nie tylko imperatywem polityki energetycznej, ale także koniecznością polityki przemysłowej. Niemcy, opierając się na autentycznej wiedzy ekonomicznej i technologicznej, zajęły wiodącą pozycję na europejskim rynku magazynowania energii. Zasady przetargowe, które podważają tę pozycję, szkodzą nie tylko transformacji energetycznej, ale także niemieckiemu przemysłowi, który zbudował lub buduje moce produkcyjne, wiedzę inżynieryjną i łańcuchy dostaw w tym sektorze. Planowane projekty magazynowania energii o mocy ponad 10 gigawatów – z czego około 1,5 gigawata jest już w budowie – są najlepszym dowodem na gotowość branży do inwestowania. Przeciwdziałanie tej gotowości do inwestowania poprzez nieodpowiednie regulacje byłoby samospełniającą się przepowiednią najgorszego rodzaju: inwestycje nie materializowałyby się, ponieważ otrzymywałyby sygnał, że nie są mile widziane.

Przywództwo rynkowe jako odpowiedzialność polityczna

Niemcy znajdują się na rozdrożu w swojej polityce energetycznej. Z jednej strony, kraj ten może pochwalić się jednym z najdynamiczniejszych sektorów magazynowania energii w bateriach w Europie, rosnącą siecią zdecentralizowanych producentów energii i magazynów oraz społeczną świadomością potrzeby transformacji energetycznej. Z drugiej strony, nowa ustawa o rynku mocy grozi zahamowaniem rozwoju tych technologii na zasadach rynkowych poprzez kryteria przetargowe, które są skutecznie dostosowane do elektrowni gazowych i strukturalnie niekorzystne dla magazynowania energii w bateriach.

800 milionów euro rocznych oszczędności, które można by osiągnąć dzięki przyspieszonej rozbudowie magazynów energii w bateriach, to nie kwota z broszury lobbystów, lecz trzeźwiąca ocena straconych szans. Jest to symbol szerszej prawdy ekonomicznej: bezpieczeństwo dostaw i efektywność kosztowa nie wykluczają się wzajemnie – pod warunkiem, że ramy regulacyjne pozwalają najlepszej dostępnej technologii na osiągnięcie jej systemowej wartości. Ci, którzy faworyzują niektóre technologie, a dyskryminują inne poprzez przetargi, angażują się w politykę przemysłową – i to nie jest dobra polityka. Utrwalają kosztowną zależność i jednocześnie podważają pozycję konkurencyjną, którą Niemcy tak ciężko wypracowały.

Proces parlamentarny nad ustawą o zaopatrzeniu w energię elektryczną wciąż daje szansę na korektę tego kursu. Dane mówią same za siebie. Pytanie brzmi, czy decydenci są skłonni ich wysłuchać – czy też dogmat o gwarantowanej długoterminowej mocy, historycznie zakorzeniony w świecie elektrowni cieplnych, nadal będzie dominował w strukturze rynku energii elektrycznej, który dawno już odszedł od tego świata.

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 po prostu dzwoniąc pod numer +49 7348 4088 965. Mój adres e-mail to [email protected]:lub

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