English version below
Odnawialne źródła energii (OZE) rozwijają się obecnie w dość imponującym tempie. Według najnowszego raportu Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA) o nazwie World Energy Outlook 2022, podaż energii ze źródeł niskoemisyjnych wyniesie 77,7 PWh (1015 Wh) w 2030 roku i 141,7 PWh w 2050 roku. Niemniej jednak, ze względu na sam charakter zeroemisyjnych źródeł energii, takich jak fotowoltaika czy wiatr (na lądzie czy na morzu), ich zależność od panujących warunków pogodowych, a także bez produkcji i utylizacji magazynów energii na szeroką skalę (780 GW mocy w tych źródłach na świecie do 2030 r. według IEA w scenariuszu Net Zero Emissions Scenario), nie będziemy w stanie wyprowadzać energii potrzebnej dużym podmiotom przemysłowym, małym i średnim przedsiębiorstwom oraz odbiorcom indywidualnym bez szkody dla ich maszyn, urządzeń i sprzętu. Dlatego jedną z głównych przeszkód, a zarazem przedmiotem niniejszego artykułu, w zakresie zwiększenia wykorzystania energii odnawialnej są kwestie związane z rozwojem sieci i finansowaniem projektów sieci, przesyłowych i dystrybucyjnych, na dużą skalę.
Historia nie odpowiada realiom współczesności
Sieć przesyłowa zbudowana jeszcze w XX wieku nie była zaprojektowana do zaspokojenia tak wysokiego szczytowego zapotrzebowania na moc i nigdy nie miała stanowić elastycznego połączenia pomiędzy wytwórcami a różnymi odbiorcami. Stoi to w opozycji do zwiększania mocy zainstalowanej OZE, zwłaszcza przy przyłączaniu do sieci dużej ilości źródeł o małej mocy, głównie dla użytku lokalnego tzw. energetyka rozproszona, co ma miejsce już od co najmniej dekady – a w nadchodzących latach ten trend będzie tylko przybierać na sile. Jeszcze nie tak dawno temu elektrownie podstawowego obciążenia (tzw. baseload) czyli olejowe, na węgiel brunatny, węglowe, a także jądrowe, dostarczały odbiorcom wystarczającą ilość energii elektrycznej, aby zaspokoić średnie oraz szczytowe zapotrzebowanie (zarówno dzienne ze szczytami porannymi/popołudniowymi oraz dolinami w okolicy południa/nocnymi, jak i całoroczne ze szczytami spowodowanymi zwiększonym zużyciem na potrzeby grzewcze w zimie i klimatyzacji w lecie). Niemniej jednak, wraz z rozwojem OZE i zmianami systemu energetycznego z wysoce scentralizowanego do zdecentralizowanego, w którym prosumenci odgrywają istotną rolę wytwórczą, państwa muszą podążyć drogą ewolucji od korzystania z energii, gdy jest ona pożądana, do korzystania z energii, gdy jest ona dostępna (dopóki nie będziemy dysponować wystarczającą pojemnością magazynów energii lub elektrolizerów). Dlatego inwestowanie w sieci nie jest opcją, ale koniecznością.
Skutki zaniedbań majaczą na horyzoncie
Co więcej, w zeszłym roku nastąpił znaczny wzrost liczby odmów zawarcia umów przyłączeniowych pomiędzy właścicielami OZE (zarówno niezależnymi producentami energii, jak i odbiorcami indywidualnymi), a operatorami sieci dystrybucyjnych (OSD)). Według danych polskiego Ministerstwa Klimatu i Środowiska od roku 2017 do 2021 wzrost liczby odmów jest 13-krotny. Financial Times podaje, że deweloperzy w Wielkiej Brytanii muszą czekać od 6 do 10 lat na przyłączenie do sieci, a w Hiszpanii takie osobistości jak CEO Iberdroli twierdzą, że hiszpańska sieć nie jest przystosowana do przyłączenia nowych „zielonych” mocy. Wniosek jest dość prosty, ale na pewno smutny – możemy budować tyle mocy odnawialnych, ile chcemy, stosując różne systemy wsparcia i wykorzystując różne technologie, ale jeśli nie uda nam się przyjąć i wyprowadzić tej energii przez swoisty szkielet systemu energetycznego, czyli sieć elektroenergetyczną, do odbiorców końcowych, będziemy borykać się z problemami ograniczeń przesyłowych i nie osiągniemy zerowej emisji gazów cieplarnianych netto w założonych ramach czasowych.
Pomysły na poprawę obecnego stanu mogą dotyczyć kwestii technicznych, funkcjonowania rynku…
Rodzi się więc, bardziej niż oczywiste, pytania – jak stworzyć elastyczną sieć, aby obsłużyć rozproszone źródła energii odnawialnej i bez zagrożenia dla zaspokojenia szczytowego zapotrzebowania na energie elektryczną?
Istnieje kilka sposobów poradzenia sobie z tym wyzwaniem, podchodzą do niego z technicznej perspektywy.
Po pierwsze, konieczne jest zwiększenie liczby inwestycji w projekty infrastrukturalne rozwoju sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. Budowa sieci dystrybucyjnej jako systemu naczyń połączonych może przynieść operatorom więcej możliwości zaspokojenia lokalnego zapotrzebowania, a linia wysokiego napięcia prądu stałego (HVDC) zminimalizuje straty energii powstające przy przesyłaniu jej na duże odległości. Zwłaszcza to ostatnie rozwiązanie sprawi, że sieć będzie bardziej stabilna i dostarczy więcej energii na metr kwadratowy na większe odległości niż linie wysokiego napięcia – prądu zmiennego (HVAC).
Po drugie, skrócenie czasów interwałów w ramach rynku bilansującego i lepsze modele prognoz pogody mogą pozwolić operatorom sieci na szybsze reagowanie na zmiany w dostawach energii ze źródeł odnawialnych i poprawić niezawodność systemu.
…oraz regulacji – jednak wszystko kosztuje
Ponieważ jednak sektor energetyczny jest sektorem wysoce regulowanym, potrzebuje odpowiednio zaprojektowanych ram regulacyjnych. By odblokować pełnię możliwości OZE, należy złagodzić reżim regulacyjny i przyspieszyć procedury przyznawania pozwoleń. Rządy powinny dokonać przeglądu sposobu, w jaki przyznaje się pozwolenia na przyłączenie do sieci i ponownie poddać ocenie, w jaki sposób można szybciej zaplanować i realizować niezbędne modernizacje sieci elektroenergetycznej. Niestety, na obecny moment kwestie regulacyjne opóźniają oddanie do użytku projektów, które są już w przygotowaniu. Polska planuje posiadać 10,9 GW mocy zainstalowanej w morskich farmach wiatrowych w swoim miksie energetycznym do 2040 roku, a przecież potencjał polskiego Bałtyku jest prawie trzykrotnie większy (29 GW według WindEurope, a 33 GW – według Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej). Jednak potencjał ten nie będzie w pełni wykorzystany ze względu na ograniczenia sieciowe, stąd Polskie Sieci Elektroenergetyczne wykazuja opieszałość w podpisywaniu/aneksowaniu umów o przyłączenie do sieci (GCA), a rząd nie przyspiesza udzielenia pozwoleń na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich (pol. PSzW, ang. OLL).
Po zapoznaniu się z technicznymi aspektami i otoczeniem regulacyjnym, prawdopodobnym jest, że każdy ekonomista i niektórzy podatnicy postawią pytanie o opłacalność modernizacji sieci. Budowa stacji elektroenergetycznych, nowych linii HVAC/HVDC, czy zastąpienie sieci promienistej siecią na wzór systemu naczyń połączonych będzie wymagać ogromnych nakładów ludzkiej pracy, ilości surowców i pieniędzy. Dla przykładu, według Reutersa projekt planu ewolucji sieci energetycznej Unii Europejskiej będzie kosztował 584 miliardy euro do 2030 roku (!), a według raportu opublikowanego przez Hitachi Energy i Wind Europe, roczne inwestycje w sieć muszą się podwoić w ciągu najbliższych trzydziestu lat do 80 miliardów euro rocznie – i to tylko w UE! IEA twierdzi z kolei, że dla zapewnienia niezawodności sieci potrzeba co najmniej 550 mld USD inwestycji na całym świecie do 2030 roku (obliczenia na październik 2022). Tak ogromne środki, zdaniem autorów, zapewniłyby bezpieczne dostawy dla obecnie istniejących odbiorców końcowych energii elektrycznej, ale także dla rozwijających się systemów ogrzewania elektrycznego i zapotrzebowania generowanego przez samochody elektryczne.
Cała naprzód!
Podsumowując, inwestycje sieciowe są, używając terminologii inżynierii produkcji, wąskim gardłem udanej transformacji energetycznej. Niemniej jednak są one wymagane przez znaczące zmiany w sposobach generacji energii elektrycznej. Muszą być odpowiednio umiejscowione i chronione w ramach regulacyjnych, osiągalne technicznie i możliwie opłacalne z ekonomicznego punktu widzenia. Niemniej jednak, jeśli mamy osiągnąć cele Porozumienia Paryskiego, RePowerEU i innych planów regionalnych oraz uniknąć katastrofy klimatycznej, musimy być wystarczająco odważni, aby iść kolejne kroki naprzód i pozwolić na pełne wykorzystanie potencjału odnawialnych źródeł energii.
English version
Currently, the renewable energy sources are developing at quite an impressive pace. According to latest report of International Energy Agency (IEA), named World Energy Outlook 2022, the energy supply of low-emission sources will amount to 77.7 PWh (1015 Wh) in 2030 and 141.7 PWh in 2050. Nevertheless, due to the sole nature of zero-emissive energy sources, such as solar PV or wind (on-and-offshore), their intermittency and without a large-scale deployment of battery storage (780 GW worldwide by 2030 according to IEA in its Net Zero Emissions Scenario), we will not be able to evacuate the power safely for the large industrial players, SMEs and individual customers without a harm to their machinery, appliances and devices.
Hence, one of the major obstacles, and my special interest I have, pertaining to renewable energy deployment are grid development issues and financing of such large-scale projects.
History not corresponding to the reality of the 21st century
The transmission grid was build in the 20th century was not designed to meet such peak demands and constitute such a flexible linkage between generators and different customers as it would become in upcoming years. Not so long ago, baseload power plants (oil, lignite, coal, nuclear) provided enough electricity for the customers to meet demand and peak patterns (both daily with morning/afternoon peaks and midday/night valleys and over the year with peak demands caused by heating in the winter and air conditioning in the summer). Nevertheless, with deployment of renewables and in foreseen changes from highly centralised to decentralised energy system, where prosumers play a vital role, states must evolve from using energy when wanted to using energy when available (unless we have enough capacity in energy storage or electrolysers). Therefore, investing grids is not an option, but a necessity.
Negligence leading towards failures
What is more, in recent year there was a significant rise in rejection of connection agreements between renewable energy sources owners (both independent power producers and individual customers) and distribution grid operators (DSOs). According to the Ministry of Climate and Environment of Poland, the rise is 13-fold between 2017 and 2021 there, Financial Times states that developers in the UK need to wait from six to 10 years to connect to the grid and in Spain such figures as CEO of Iberdrola claim that Spanish grid is unfit for wave of the new green capacity. The conclusion is quite simple, yet pretty saddened – we can build as many renewable capacity as we want through different support schemes and using different technologies, but unless we fail to accommodate this energy through the backbone of energy system, the grid, to the end customers, we will face curtailment problems and we will not achieve net zero GHG emissions.
Situation might get better through technical novelty, market functioning amends...
One questions might pop up in our minds – how would we create a flexible grid to serve more dispersed renewable energy sources generation and accommodate peak demands? There are a couple of ways to tackle this problem from a technical perspective.
Firstly, we might increase the amount of infrastructure projects within transmission and distribution networks. Building networked distribution grid might enable operators to have more options to meet local demand, and High-Voltage-Direct-Current (HVDC) line might minimize the losses on the grid, making it more stable, needing less space and providing more energy per square metre over greater distances than High-Voltage-Alternative-Current (HVAC) lines.
Secondly, improving operations through shortening dispatch schedules and improved weather forecasting can allow the grid to respond more rapidly to alterations in supply from variable renewables and improve system reliability.
Moreover, taking into account the demand side is crucial in the equation. Hence, demand side response (DSR) services (which refer to a variety of options, including using more electricity when there is a surplus and using less when there is a scarcity) might provide additional flexibility to the grid and is a way to constitute a new way of increased revenues for the DSR actors over time.
...or regulatory framework reinforcement – but nothing is free of charge
Yet, as energy sector is the one being highly regulated, it needs a well-designed and, conceivably, resilient regulatory framework. In my opinion, the regulatory regime needs to be softened and planning procedures – speeded up. The governments should review the manner, in which grid connections allocations occur and reassess how the necessary grid upgrades might be programmed more quickly. Moreover, regulatory issues cause delays to timelines of the projects already in the pipeline. Such a situation occurs in my country of origin, Poland, which would like to have 10.9 GW of installed offshore wind farms capacity in its energy mix until 2040, yet the potential of Polish Baltic Sea is almost three times bigger (29 GW according to WindEurope). However, this potential cannot be fully harnessed due to grid constraints itself, hence Polish TSO does not sign grid connection agreements (GCAs) and government does not grant offshore land lease (OLLs) contracts.
Having dealt with technical and regulatory framework, every taxpayer and economist will most likely pose a question about grid’s upgrade viability. Building substations, new HVAC/HVDC lines or substituting radial grid with a networked one required tremendous amount of resources, human labour and money. For instance, The EU draft plan for the grid evolution, as per Reuters, will cost 584 billion euros until 2030 and, according to the report released by Hitachi Energy and Wind Europe annual investments in the grid need to double over the next thirty years up to 80 billion euros per year – and here we consider EU alone! IEA claims that, at least, 550 bln USD of worldwide investments are required to ensure resilience of the grid until 2030 (October 2022). Such a considerable amount of money, according to the authors, would ensure safe supply for currently existing end customers of electricity, but also for the developing electric heating systems and deployment of electric cars.
All hands on deck!
In conclusion, grid investments are the bottleneck of the successful energy transition. Required by significant changes in the way we procure electricity, they need to be well-placed in the regulatory framework, achievable technically and feasible from the economic point of view. Nonetheless, if we are to meet goals of Paris Agreement, RePowerEU and other regional plans and avoid climate catastrophe, we need to be bold enough to make a step forward and let the potential of sun and wind be fully utilised.
Źródła/Sources:
- International Energy Agency [czytaj więcej]
- GLOBENERGIA [czytaj więcej]
- FINANCIAL TIMES [czytaj więcej]
- National Renewable Energy Laboratory [czytaj więcej]
- RESOURCES for the FUTURE [czytaj więcej]
- PSCI [czytaj więcej]
- prospect [czytaj więcej]
- Hitachi Energy [czytaj więcej]
- Institute for Energy Economics and Financial Analysis [czytaj więcej]
