Tomasz Augustyn

Niemiecki NEP stanowi lekcję dla polskiego systemu infrastrukturalnego

Niemiecki Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045 pokazuje coś znacznie ważniejszego niż skalę pojedynczych inwestycji elektroenergetycznych. Pokazuje zmianę samej logiki planowania infrastruktury państwa. Czterej operatorzy systemu przesyłowego – 50Hertz, Amprion, TenneT Germany i TransnetBW – nie próbują jedynie odpowiedzieć na pytanie, jakie linie należy zbudować w ciągu najbliższych kilku lat. Budują scenariusze dla systemu, który będzie funkcjonował w latach 2037 i 2045, czyli w świecie o zupełnie innej strukturze produkcji energii, innym poziomie elektryfikacji gospodarki, innej skali magazynowania, nowych lokalizacjach przemysłu i znacznie większej roli offshore. Co szczególnie istotne, zanim obecny plan 2037/2045 został ostatecznie zamknięty, rozpoczął się już kolejny cykl planistyczny – NEP 2040/2045 w wersji 2027. W końcu czerwca czterej operatorzy przekazali jego ramy scenariuszowe Bundesnetzagentur, a dokument obejmuje ponownie trzy ścieżki rozwoju systemu.

To podejście jest szczególnie ważne z polskiej perspektywy, ponieważ transformacja energetyczna zmienia nie tylko strukturę wytwarzania energii. Zmienia geografię całej gospodarki. W dotychczasowym modelu duża część polskiego systemu elektroenergetycznego była zorganizowana wokół relatywnie stabilnych lokalizacji wielkich elektrowni konwencjonalnych oraz sieci prowadzącej energię do odbiorców. W systemie powstającym obecnie źródła energii będą w znacznie większym stopniu rozproszone, część największych nowych mocy pojawi się na północy kraju, rosnąć będzie znaczenie prosumentów, magazynów i elastycznego popytu, a jednocześnie pojawią się nowe ogromne odbiory związane z przemysłem, elektromobilnością, produkcją wodoru, pompami ciepła, centrami danych czy elektryfikacją kolejnych procesów technologicznych. Sieć przestaje więc być jedynie infrastrukturą obsługującą gospodarkę. Coraz bardziej staje się infrastrukturą, która określa, gdzie gospodarka może się rozwijać.

Niemiecki NEP dobrze pokazuje tę zmianę. Obecny cykl opiera się na szerokim wachlarzu scenariuszy, które różnicują tempo wzrostu zapotrzebowania na energię, rozwój fotowoltaiki i energetyki wiatrowej, znaczenie magazynów oraz inne parametry transformacji. W scenariuszu o wolniejszym wzroście zużycia energii rozwój części źródeł jest umiarkowany, w innych zakłada się znacznie większą elektryfikację. Drugi projekt rozszerzył analizę o scenariusz C, zakładający wysokie zużycie energii elektrycznej i większe moce odnawialne. Ważne jest przy tym nie samo wskazanie jednej prognozy, lecz badanie, które inwestycje sieciowe pozostają potrzebne przy różnych możliwych przyszłościach.

To jest pierwsza ważna lekcja dla Polski. Planowanie infrastruktury strategicznej nie powinno polegać na budowaniu jednej prognozy przyszłości, lecz na identyfikowaniu inwestycji odpornych na różne scenariusze. W warunkach szybkiej transformacji gospodarczej prognoza obciążenia systemu na 2040 czy 2045 r. jest z definicji obarczona dużą niepewnością. Nie wiadomo dziś dokładnie, jaka będzie skala centrów danych, produkcji wodoru, elektromobilności, rozwoju magazynów czy elektryfikacji ciepłownictwa. Wiadomo natomiast, że sieć budowana obecnie będzie funkcjonowała przez kilkadziesiąt lat. Dlatego jej projektowanie wyłącznie na podstawie najbardziej prawdopodobnego wariantu zapotrzebowania może prowadzić albo do kosztownego przewymiarowania, albo – znacznie groźniej – do powstania wąskich gardeł blokujących inwestycje. Polski Plan Rozwoju Sieci Przesyłowej na lata 2025–2034 już częściowo posługuje się podobną logiką. PSE wskazuje wprost, że sieć w 2034 r. ma stanowić podstawę dla dalszej transformacji i nie może stać się wąskim gardłem dla neutralności klimatycznej. Plan zakłada możliwość obsługi ponad 240 TWh rocznego zużycia energii elektrycznej netto i nawet 42 GW szczytowego zapotrzebowania na moc, rozwój offshore, energetyki jądrowej, nowych odbiorców, magazynów energii oraz dalszego wzrostu OZE po 2034 r. To pokazuje, że polski operator dostrzega problem. Różnica polega jednak na tym, że w Polsce horyzont inwestycyjny wciąż jest silniej związany z dziesięcioletnim cyklem planowania, podczas gdy skala nadchodzącej przebudowy wymaga równoległego, systemowego horyzontu 2040–2050.

Niemiecki przykład pokazuje też, że długoterminowe planowanie nie oznacza zamrożenia decyzji. NEP jest aktualizowany co dwa lata, a scenariusze są korygowane wraz ze zmianą warunków technologicznych, gospodarczych i politycznych. Jest to bardzo istotny model zarządzania niepewnością: długi horyzont i krótki cykl aktualizacji jednocześnie. Państwo nie musi wiedzieć dokładnie, jak będzie wyglądała gospodarka w 2045 r. Musi natomiast posiadać wystarczająco stabilną wizję systemu, aby inwestycje infrastrukturalne mogły być przygotowywane z kilkunastoletnim wyprzedzeniem, a jednocześnie na tyle elastyczny mechanizm planowania, aby można było korygować sekwencję inwestycji wraz ze zmianą rzeczywistości. To podejście ma bezpośrednie znaczenie dla Polski. Przygotowanie dużej linii przesyłowej, nowej stacji elektroenergetycznej, korytarza HVDC czy istotnej modernizacji istniejącej sieci może trwać wiele lat. Jeżeli potrzeba zostanie oficjalnie rozpoznana dopiero wtedy, gdy pojawi się deficyt mocy przyłączeniowej, infrastruktura będzie gotowa znacznie później niż inwestycje, które miała obsłużyć. W praktyce oznacza to, że sieć energetyczna musi wyprzedzać transformację gospodarki, a nie reagować na nią z opóźnieniem. Jest to szczególnie istotne wobec przesunięcia przestrzennego produkcji energii w Polsce. W ciągu następnych dwóch dekad północ kraju będzie skupiała część największych nowych aktywów energetycznych: morskie farmy wiatrowe, energetykę jądrową, rozwój portowej infrastruktury energetycznej, magazyny, przyszłe źródła wodorowe i potencjalnie kolejne wielkie odbiory przemysłowe. Dotychczasowy system był natomiast w znacznym stopniu ukształtowany przez koncentrację wytwarzania w południowej i centralnej Polsce. Transformacja oznacza więc nie tylko zmianę technologii, lecz odwrócenie części historycznych kierunków przepływu energii.

W Niemczech odpowiedzią na podobny problem są m.in. wielkie korytarze północ–południe, takie jak SuedLink, SuedOstLink, A-Nord i Ultranet, których zadaniem jest przeniesienie ogromnych ilości energii z obszarów o rosnącej produkcji wiatrowej do głównych centrów konsumpcji i przemysłu. Ich znaczenie wykracza poza same parametry techniczne. Pokazują, że transformacja energetyczna jest również projektem przestrzennym państwa. Źródła energii mogą powstać tam, gdzie występują najlepsze warunki naturalne, ale przemysł, metropolie i historyczne centra konsumpcji znajdują się gdzie indziej. Sieć musi więc połączyć nową geografię produkcji ze starą geografią osadnictwa i gospodarki.

W Polsce analogiczny problem będzie coraz bardziej widoczny pomiędzy wybrzeżem a centrum i południem kraju. Rozwój offshore i energetyki jądrowej powoduje, że Pomorze i Pomorze Zachodnie stają się nie tylko odbiorcami inwestycji energetycznych, ale przyszłymi wielkimi obszarami generacji. To oznacza konieczność rozbudowy osi przesyłowych prowadzących energię w głąb kraju. Jednocześnie pojawia się inne pytanie: czy cała nowa energia powinna zostać przesłana na południe, czy część przemysłu powinna w większym stopniu lokalizować się bliżej miejsc jej produkcji? To prowadzi do jednego z najważniejszych wniosków wykraczających poza sam system elektroenergetyczny. Planowanie sieci energetycznej powinno być powiązane z polityką przestrzenną i przemysłową. Jeżeli północ Polski będzie posiadała duże zasoby relatywnie czystej energii, dostęp do portów, terminali, infrastruktury gazowej i przyszłej gospodarki wodorowej, naturalną konsekwencją może być lokalizowanie tam energochłonnych procesów przemysłowych, centrów danych, produkcji materiałów niskoemisyjnych, zakładów związanych z offshore czy nowych sektorów przemysłu. Wtedy sieć nie musi jedynie transportować energii do istniejących centrów gospodarczych. Może uczestniczyć w tworzeniu nowych.

Niemiecki NEP pokazuje również coraz silniejsze przechodzenie od planowania sieci elektroenergetycznej do planowania zintegrowanego systemu infrastrukturalnego. Już obecny proces harmonizuje założenia dla energii elektrycznej, gazu i wodoru, a w nowym NEP 2040/2045 po raz pierwszy jeden ze scenariuszy został wspólnie uzgodniony przez operatorów sieci elektroenergetycznych, gazowych i wodorowych. To fundamentalna zmiana. Elektryfikacja gospodarki nie oznacza bowiem, że wszystkie funkcje zostaną przejęte przez energię elektryczną. Przyszły system będzie składał się z przepływów energii elektrycznej, wodoru, ciepła, gazów odnawialnych i magazynowania, pomiędzy którymi następować będzie coraz więcej konwersji. Dla Polski jest to potencjalnie jeszcze ważniejsze niż dla Niemiec. Mamy rozbudowany system gazowy, terminal LNG, Baltic Pipe, rozwijającą się energetykę offshore, projekt energetyki jądrowej, duży sektor ciepłowniczy, przyszłe potrzeby przemysłowe związane z wodorem i bardzo szybko rosnący sektor magazynowania. Planowanie każdego z tych systemów oddzielnie może prowadzić do powstawania kosztownych nadmiarów albo braków infrastruktury. Jeżeli przykładowo magazyny energii będą rozwijały się znacznie szybciej niż zakładano, część inwestycji sieciowych może zostać odsunięta w czasie. Jeżeli natomiast produkcja wodoru stanie się znaczącym elastycznym odbiorcą energii z offshore, wpłynie to na profil obciążenia sieci przesyłowej. Właśnie dlatego system infrastrukturalny należy projektować poprzez funkcje i przepływy, a nie przez odrębne sektory techniczne.

NEP zawiera jeszcze jedną ważną lekcję: planowanie nie polega na maksymalizacji infrastruktury. Niemieccy operatorzy podkreślają, że wzrost cen komponentów i usług wymusza poszukiwanie optimum pomiędzy kosztami inwestycji sieciowych a kosztami zarządzania ograniczeniami systemowymi. W przypadku offshore po raz pierwszy zastosowano rozwiązania optymalizujące liczbę i wykorzystanie przyłączy poprzez lepsze rozmieszczenie obszarów, efektywniejszą eksploatację sieci i większą integrację europejską. To ważna korekta popularnego sposobu myślenia o transformacji: nie chodzi o zbudowanie maksymalnie dużej sieci „na wszelki wypadek”. Chodzi o zbudowanie systemu o możliwie najniższym łącznym koszcie społecznym, uwzględniającym inwestycje, straty, magazynowanie, elastyczność popytu i koszty przeciążeń.

W niemieckich scenariuszach wyraźnie rośnie znaczenie wielkoskalowych magazynów bateryjnych (BESS). W Polsce boom inwestycyjny związany z magazynami może być jeszcze szybszy niż rozwój części innych technologii. Problem polega na tym, że magazyn energii może być dla systemu zarówno elementem rozwiązania, jak i nowym problemem – zależnie od lokalizacji i sposobu pracy. BESS umieszczony w odpowiednim miejscu może zmniejszać przeciążenia i stabilizować sieć. Ten sam magazyn zlokalizowany wyłącznie według dostępności gruntu czy przypadkowej możliwości przyłączenia może wzmacniać przepływy w niepożądanym miejscu. Dlatego przyszłe planowanie powinno coraz silniej łączyć politykę przyłączeniową z informacją o wartości systemowej lokalizacji. To samo dotyczy nowych wielkich odbiorców. PSE już wskazuje, że sieć powinna umożliwiać przyłączanie dużych odbiorców lokalizowanych m.in. w specjalnych strefach ekonomicznych. Przy gwałtownym wzroście zapotrzebowania centrów danych, fabryk baterii, elektrolizerów czy zakładów związanych z elektromobilnością pytanie o lokalizację zaczyna być strategiczne. Polska nie powinna dopuścić do sytuacji, w której wielkie inwestycje są lokalizowane najpierw według dostępności gruntów, ulg i rynku pracy, a dopiero później okazuje się, że system elektroenergetyczny wymaga wielomiliardowej rozbudowy, aby je obsłużyć. Dostępność mocy powinna stać się jednym z podstawowych parametrów polityki lokalizacyjnej państwa.

Niemieckie podejście wskazuje także na potrzebę stworzenia czegoś, czego w Polsce wciąż brakuje w pełnym wymiarze: infrastrukturalnego modelu rozwoju państwa. Energetyka jest tylko jednym z jego elementów. Wielkie inwestycje przesyłowe muszą być przestrzennie koordynowane z kolejami, drogami, portami, siecią gazową, światłowodami, infrastrukturą wodorową, terenami przemysłowymi i rozwojem miast. Jeżeli każdy sektor przygotowuje własny plan według własnego horyzontu, własnej metodologii i własnych prognoz, państwo otrzymuje zestaw planów sektorowych, ale nie otrzymuje spójnego systemu infrastrukturalnego. Przykładowo rozwój offshore na Bałtyku nie jest wyłącznie projektem energetycznym. Wymaga portów instalacyjnych i serwisowych, zaplecza produkcyjnego, dróg do przewozu ponadgabarytowego, kolei, infrastruktury przesyłowej, terenów przemysłowych, zaplecza mieszkaniowego dla pracowników i odpowiedniej oferty edukacyjnej. Energetyka jądrowa uruchamia podobny łańcuch potrzeb. Data center oprócz energii wymaga infrastruktury światłowodowej, wody, chłodzenia i dostępności gruntów. Rozwój przemysłu obronnego wymaga z kolei energii, kolei, dróg, terenów produkcyjnych i systemów bezpieczeństwa. Systemy infrastrukturalne zaczynają się wzajemnie warunkować tak silnie, że ich oddzielne planowanie staje się coraz mniej racjonalne. Z tego punktu widzenia polski problem nie polega wyłącznie na tym, że niektóre inwestycje realizujemy zbyt wolno. Bardziej fundamentalne ograniczenie stanowi różnica horyzontów planowania. Strategia rozwoju województwa może patrzeć do 2030 czy 2035 r., plan sieci przesyłowej do 2034 r., plan transportowy w innym horyzoncie, program energetyki jądrowej jeszcze w innym, a polityka przemysłowa może nie posiadać przestrzennej mapy lokalizacji przyszłych mocy produkcyjnych w ogóle. Tymczasem linia przesyłowa uruchomiona w 2038 r. będzie służyła prawdopodobnie jeszcze pod koniec XXI wieku.

Niemiecki NEP sugeruje więc potrzebę rozdzielenia dwóch poziomów planowania. Pierwszy powinien obejmować konkretne inwestycje zatwierdzone do realizacji w perspektywie około dziesięciu lat. Drugi – model docelowej architektury infrastruktury w perspektywie 15–25 lat, aktualizowany regularnie wraz z nowymi scenariuszami. Dzięki temu decyzje krótkoterminowe można oceniać z punktu widzenia ich zgodności z przyszłym systemem. Nie chodzi o to, aby w 2026 r. dokładnie wyznaczyć każdą linię potrzebną w 2045 r. Chodzi o to, aby wiedzieć, gdzie prawdopodobnie będą znajdowały się wielkie obszary generacji, konsumpcji, magazynowania i konwersji energii oraz jakie korytarze trzeba już dziś chronić przestrzennie. Jest to szczególnie istotne wobec kosztów. Wskazany w materiałach przedział około 364–392 mld euro dla niemieckiego systemu do 2045 r. pokazuje, że sieć energetyczna staje się jednym z największych programów inwestycyjnych współczesnego państwa. Tak duża skala oznacza, że błędne decyzje lokalizacyjne albo inwestycje uruchamiane zbyt późno nie są drobnym problemem technicznym. Mogą generować dziesiątki miliardów euro kosztów gospodarczych. Co więcej, niemiecki NEP wskazuje już na ograniczenia podaży komponentów i usług jako źródło wzrostu kosztów. To również ważny sygnał dla Polski: transformacja infrastrukturalna państw europejskich będzie realizowana równocześnie, a więc transformatory, kable HVDC, aparatura wysokiego napięcia, statki kablowe, wyspecjalizowane firmy wykonawcze i kadry inżynierskie stają się zasobami strategicznymi.

Z tego wynika kolejny wniosek: plan infrastrukturalny powinien być jednocześnie planem przemysłowym. Jeżeli Polska w następnych dwóch dekadach wyda dziesiątki miliardów euro na modernizację systemu elektroenergetycznego, wartość tych nakładów dla gospodarki zależy również od tego, jaka część urządzeń, technologii, projektowania i usług będzie realizowana przez krajowe przedsiębiorstwa. Sieć może być wyłącznie wielkim kosztem transformacji albo może stać się popytem uruchamiającym rozwój polskiego przemysłu elektrotechnicznego, produkcji kabli, automatyki, transformatorów, elektroniki mocy, systemów sterowania i cyberbezpieczeństwa. Jeszcze ważniejszym problemem jest czas przygotowania inwestycji. Wieloletnie procedury środowiskowe, planistyczne, własnościowe i konsultacyjne powodują, że inwestycje infrastrukturalne muszą być identyfikowane na długo przed momentem, w którym fizycznie pojawia się zapotrzebowanie. Niemiecki system nie eliminuje konfliktów społecznych – wręcz przeciwnie, NEP podlega szerokim konsultacjom; w konsultacji pierwszego projektu obecnego planu wpłynęło 990 zgłoszeń, a istotną część złożyły samorządy i administracja. Różnica polega na instytucjonalizacji procesu. Dyskusja o trasach i scenariuszach jest częścią stałego mechanizmu planowania, a nie rozpoczyna się dopiero w momencie przygotowania konkretnej budowy. Idąc tym tropem Polska staje wobec potrzeby wcześniejszego włączania regionów i samorządów do planowania infrastruktury energetycznej. Sieć przesyłowa jest systemem krajowym, ale jej fizyczna obecność jest całkowicie terytorialna. Linie przebiegają przez konkretne gminy, stacje powstają na określonych terenach, offshore wymaga konkretnych portów, a wielkie inwestycje wpływają na lokalne rynki pracy, środowisko i zagospodarowanie przestrzenne. Region nie powinien projektować krajowego systemu przesyłowego, ale powinien rozumieć swoją przyszłą funkcję w tym systemie.

Z perspektywy Pomorza Zachodniego i szerzej Polski północnej jest to szczególnie istotne. Jeśli w następnych kilkunastu latach północ stanie się jednym z głównych obszarów produkcji energii w kraju, sieć przesyłowa, porty, infrastruktura magazynowania i rozwój przemysłu powinny być analizowane jako jeden system funkcjonalny. W przeciwnym razie region może stać się przede wszystkim przestrzenią lokalizacji urządzeń wytwarzających energię przesyłaną do innych części kraju. Jeżeli natomiast dostępność energii zostanie świadomie połączona z polityką inwestycyjną, może stać się podstawą nowej industrializacji wybrzeża.

Niemiecki przykład prowadzi zatem do wniosku szerszego niż potrzeba przygotowania polskiego odpowiednika NEP do 2045 r. Polska potrzebuje przejścia od planowania inwestycji infrastrukturalnych do planowania systemu infrastrukturalnego państwa. Chodzi o wspólną analizę przyszłych przepływów energii, ludzi, towarów, danych i surowców, lokalizacji produkcji i konsumpcji oraz odporności całego układu. System elektroenergetyczny jest tu dobrym punktem wyjścia, ponieważ transformacja energetyczna najszybciej ujawnia ograniczenia tradycyjnego sektorowego modelu planowania.

Najbardziej znacząca lekcja z niemieckiego NEP dotyczy jednak czasu. Infrastruktura posiada własną temporalność. Elektrownia, port, autostrada, linia kolejowa czy linia przesyłowa nie powstają wtedy, kiedy stają się potrzebne. Powstają wiele lat po rozpoczęciu przygotowań. Dlatego państwo, które projektuje infrastrukturę wyłącznie na podstawie dzisiejszego popytu, niemal z definicji przygotowuje się do przeszłości. W przypadku polskiego KSE oznacza to konieczność trwałego wprowadzenia perspektywy co najmniej 2045–2050, aktualizowanej regularnie wraz ze zmianą scenariuszy technologicznych i gospodarczych. Nie jako kolejnej odległej strategii zawierającej katalog zamierzeń, lecz jako operacyjnego modelu przestrzennego pokazującego przyszłe źródła, odbiorców, magazyny, przepływy, wąskie gardła, obszary rezerwowane pod infrastrukturę oraz inwestycje, które muszą być rozpoczęte wcześniej niż wynikałoby to z aktualnego zapotrzebowania. To leży najważniejsza różnica pomiędzy infrastrukturą reagującą na rozwój a infrastrukturą umożliwiającą rozwój. Niemcy próbują zaplanować sieć potrzebną gospodarce 2045 r., zanim ta gospodarka faktycznie powstanie. Polska stoi przed podobnym zadaniem. Przy offshore, energetyce jądrowej, BESS, nowych OZE, centrach danych i elektryfikacji przemysłu pytanie nie brzmi już, czy sieć trzeba rozbudowywać. Pytanie brzmi, czy potrafimy wystarczająco wcześnie zdecydować, jakiego państwa i jakiej geografii gospodarczej ta sieć ma być szkieletem.