Przebudowa niemieckiego systemu elektroenergetycznego

Przebudowa niemieckiego systemu elektroenergetycznego Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Niemcy wraz z całą Europą postawiły sobie za cel gruntowną przebudowę systemu elektroenergetycznego. Jego nowa wizja została przedstawiona w opracowanym przez DENA raporcie Grid Study II pt. Integracja rozwijających się odnawialnych źródeł energii z niemieckim systemem elektroenergetycznym. Raport skupia się na względach środowiskowych, zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw i konkurencyjności na wspólnym europejskim rynku energii w odniesieniu do niezwykle dynamicznego rozwoju OZE. Opublikowana we wrześniu 2010 r. Koncepcja Energetyczna Niemiec przyjęła za cel zwiększenie udziału energii odnawialnej w końcowym zużyciu energii z 35% w 2020 roku do 80% w 2050 roku, z czego znaczącą część ma stanowić energia wiatrowa i słoneczna. Trzeba jednak pamiętać, że źródła te charakteryzuje duża nieregularność wytwarzania spowodowana warunkami pogodowymi i klimatycznymi, dlatego ich rozwój jest planowany tylko w niektórych, odpowiednich do tego celu regionach kraju. Ich integracja będzie wymagała przebudowy systemu elektroenergetycznego, której głównym zadaniem będzie zwiększenie jego elastyczności. Jednym z głównych wyzwań, jakie stoją przed nowym modelem systemu elektroenergetycznego, jest wzrost koncentracji elektrowni wiatrowych w północnych i północno-wschodnich Niemczech. Z kolei niezwykle dynamiczny rozwój morskich turbin wiatrowych na Morzu Północnym i Bałtyckim sprawia, że ich liczba dodatkowo wzrośnie. Energia elektryczna produkowana w tych regionach musi być przesyłana na duże odległości do obszarów o wysokim zapotrzebowaniu na zachodzie i południu Niemiec. W związku z tym niezbędna będzie rozbudowa istniejącej infrastruktury, szczególnie przesyłowej, aby sprostać coraz większej ilości transportowanej energii i zapobiec tworzeniu tzw. wąskich gardeł w sieci. Odpowiednie zdolności przesyłowe są też niezbędne dla efektywnego ekonomicznie funkcjonowania elektrowni konwencjonalnych oraz wspólnego europejskiego rynku energii. Annegret-Cl. Agricola Hannes Seidl DENA Perspektywa Raport ten jest drugim dokumentem (Raport II) na temat niemieckiego systemu przesyłowego opublikowanym przez DENA (Fe- 118

Rys. 1. Budowa farmy wiatrowej Bard Offshore Wind 1 na Morzu Północnym

Rys. 2. Nadwyżka mocy. Niedobór mocy. Średni bilans mocy w poszczególnych regionach prognozowana generacja i popyt w 2020 r. Rys. 3. Moc, której nie da się przesłać pomiędzy poszczególnymi regionami Niemiec. Niedobór mocy przesyłanej pomiędzy regionami Niemiec. Granice regionów wydzielone przez operatorów sieci przesyłowych z wyszczególnieniem wielkości mocy, której nie da się przesłać, na podstawie modelu systemu planowanego na rok 2015.

deralną Agencję ds. Energii) (zob. ramka). Opisuje nowe kierunki rozwoju zintegrowanego systemu elektroenergetycznego Niemiec z uwzględnieniem wzrostu generacji ze źródeł odnawialnych (zob. rys. 1), biorąc pod uwagę zarówno efektywność ekonomiczną konwencjonalnej generacji, jak i wspólny rynek energii elektrycznej. W raporcie przedstawiono analizę różnych technologii przesyłowych, metod zarządzania siecią oraz sposobów zwiększenia elastyczności systemu, tak po stronie wytwórcy, jak i odbiorcy. Oprócz wyodrębnienia wymagań związanych z rozbudową sieci opracowanie wskazuje kierunki działań mających na celu ogólną optymalizację systemu elektroenergetycznego. Skupia się także na szczegółowym planowaniu rozwoju sieci i wskazaniu konkretnych tras przepływu mocy w niemieckim systemie przesyłowym. W raporcie II zawarto również analizę możliwości wzrostu udziału energii ze źródeł odnawialnych w ogólnym bilansie energetycznym do 39% do roku 2020. Trzeba przy tym pamiętać, że jest to jedynie cel przejściowy, gdyż już w 2030 r. rząd federalny planuje podwyższenie tej wartości do 50%, co oznacza, że po roku 2020 wciąż jeszcze konieczna będzie dodatkowa rozbudowa infrastruktury sieciowej. Cele i założenia Raport II bada przydatność różnych rozwiązań technicznych do celów integracji OZE z systemem, opierając się na założeniu, że do 2020 roku jej udział w ogólnej produkcji energii elektrycznej w Niemczech będzie wynosił 39%. Bierze przy tym pod uwagę konwencjonalne źródła energii oraz zderegulowany wspólny europejski rynek energii, przedstawiając prognozy do roku 2025. Celem opracowania jest przygotowanie podstaw dla przyszłej polityki energetycznej państwa oraz wiążących się z nią decyzji ekonomicznych, a także systematyzacja potencjalnych rozwiązań technologicznych, jakie można wdrożyć w systemie. Wszystkie analizy przeprowadzone dla powyższych celów opierają się na ściśle określonych założeniach, z których najważniejsze to pełna integracja OZE z systemem zgodnie z obowiązującą w Niemczech ustawą o energiach odnawialnych (ustawa EEG) oraz ekonomiczna eksploatacja i rozwój elektrowni konwencjonalnych. Raport zawiera istotne stwierdzenie, iż europejski rynek energii ograniczają tylko i wyłącznie zdolności przesyłowe połączeń międzysystemowych. Zawartość Jako podstawę do analiz przyjęto dokładny harmonogram przyłączania do systemu źródeł wykorzystujących energię wiatrową i ogniwa fotowoltaiczne do 2020 roku, a także określono udział energii, której nie da się przesłać w ramach istniejącej infrastruktury. Dokonano oceny różnych technologii przesyłowych, dzięki którym będzie możliwa adekwatna rozbudowa sieci, a także sposobów zwiększenia zdolności przesyłowych istniejących linii i osiągnięcia większej elastyczności dostaw energii elektrycznej. Przygotowanie raportu Raport opracowano i sfinansowano dzięki współpracy międzysektorowej. Podczas jego tworzenia prowadzony był ciągły dialog z interesariuszami ze świata polityki, biznesu i organizacji branżowych, aby wyodrębnić rozwiązania cieszące się najszerszym poparciem. Poprawność przyjętej metodyki badań zweryfikowali zewnętrzni audytorzy, którzy także potwierdzili wiarygodność otrzymanych rezultatów. Wymagania dla rozwoju systemu Raport II określa wymagania dla rozbudowy niemieckiego systemu elektroenergetycznego na poszczególne lata do roku 2020/2025, niezbędne ze względu na planowany wzrost udziału OZE, z uwzględnieniem elektrowni konwencjonalnych i wspólnego rynku energii. Przyłączenia nowych źródeł energii do systemu Aby wyodrębnić dodatkowe wymagania projektowe, raport przedstawia prognozę przyszłych przyłączeń OZE do systemu do 2020 roku i wskazuje kierunki rozwoju infrastruktury elektrowni konwencjonalnych przewidziane na ten okres. Energia jądrowa Raport II zakłada stopniowe odchodzenie od wykorzystania energii jądrowej w produkcji energii elektrycznej, zgodnie z ponr 2 (8) 2011 121

lityką przyjętą w roku 2000. Badania przeprowadzone dla celów niniejszego raportu wskazują, że przedłużenie pracy elektrowni jądrowych zgodnie z decyzją z 2010 r. nie będzie miało większego wpływu na wyodrębnione potrzeby w zakresie rozwoju sieci elektroenergetycznych, z wyjątkiem lokalnych zmian w zakresie i kolejności prac związanych z rozbudową sieci. Energia OZE, której nie da się przesłać W oparciu o planowane przyłączenia OZE do systemu i dane dotyczące źródeł konwencjonalnych, energia, którą należy przesłać do poszczególnych części kraju, jest wyliczana zgodnie z zasadami dotyczącymi awaryjnych i planowych wyłączeń elementów sieci stosowanymi przez operatorów sieci przesyłowej. Problem tzw. wąskich gardeł w sieci, który dotyczy 70% regionalnych połączeń systemowych, oznacza, że przesył znacznych ilości wytworzonej energii nie jest możliwy miejscami ta wartość dochodzi nawet do 4 GW (zob. rys. 2 i 3). Szacunki te stanowią podstawę do określenia potrzeb w zakresie rozbudowy infrastruktury przesyłowej w poszczególnych regionach w celu zbilansowania energii, której nie da się przesłać na duże odległości. Raport analizuje i porównuje różne rozwiązania techniczne dotyczące budowy nowych linii przesyłowych w obrębie istniejącej sieci najwyższych napięć. Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Rozwiązania techniczne i wiążące się z nimi wymagania w zakresie rozbudowy sieci Raport II prezentuje trzy scenariusze zakładające wykorzystanie napowietrznych linii prądu przemiennego, a także analizuje potencjalne rozwiązania techniczne prowadzące do zwiększenia ich zdolności przesyłowych (zob. rys. 4). W scenariuszu podstawowym (BAS) sieć jest rozbudowywana z wykorzystaniem napowietrznych linii prądu przemiennego 380 kv o standardowej zdolności przesyłowej. Zakłada on budowę około 3600 km nowych linii, których roczny koszt jest szacowany na 950 milionów EUR. Drugi scenariusz (TAL) analizuje rozwiązanie polegające na zastosowaniu w sieci nadprzewodników wysokotemperaturowych, które są wykonane ze stopów aluminium odpornych na wysokie temperatury i posiadają o 50% wyższe zdolności przesyłowe niż standardowe przewodniki, dlatego też są w stanie przesłać większą ilość energii. Ich zastosowanie zmniejsza do 1700 km konieczność budowy nowych linii, ale jednocześnie wymaga zwiększenia napięcia aż w 5700 km istniejących linii oraz modernizacji podtrzymujących je słupów. Rozwiązanie to ma kosztować około 1,6 mld EUR rocznie. W trzecim scenariuszu, który zakłada wdrożenie elastycznego zarządzania siecią (FLM), planuje się ciągły monitoring temperatury przewodów napowietrznych, tak aby było możliwe ich efektywniejsze obciążenie w sprzyjających warunkach pogodowych (np. wiejący wiatr), czyli przesył większej ilości energii. Tego typu system monitorujący może znacznie poprawić zdolności przesyłowe linii napowietrznych, szczególnie w okresach zwiększonej generacji mocy przez elektrownie wiatrowe. Ponieważ korzyści płynące z tego rozwiązania są tymczasowe, zastosowanie tej technologii tylko nieznacznie ogranicza potrzebę budowy nowych linii do 3500 km a dodatkowo wymaga wyposażenia 3000 km istniejących linii napowietrznych w system FLM. Koszty wdrożenia tego scenariusza szacuje się na 985 mln EUR rocznie. Wszystkie wyżej wymienione koszty inwestycji (zob. także rys. 4) zawierają roczny koszt kapitału i roczne koszty operacyjne oraz koszt przyłączenia morskich elektrowni wiatrowych. Model ewaluacyjny dla porównania technologii przesyłowych Obok opisanych wyżej scenariuszy raport dodatkowo bada różne technologie przesyłowe pod kątem ich przydatności i potencjału rozwojowego w przyszłym modelu systemu elektroenergetycznego. Należą do nich: konwencjonalne napowietrzne linie prądu przemiennego 380 kv, napowietrzne linie prądu przemiennego 800 kv, linie kablowe prądu przemiennego 380 kv, wysokonapięciowy przesył prądu stałego, linie napowietrzne HVDC, linie kablowe HVDC, linie izolowane gazem (GIL). W raporcie zaproponowano metodę oceny strukturalnej wdrożenia poszczególnych technologii przesyłowych i zastosowano w przypadku czterech teoretycznych zadań przesyłowych, tzn. niewchodzących w skład określonych projektów. 122

Nowe linie napowietrzne Modyfikacja tras linii napowietrznych (tzn. zmiany strukturalne w obrębie istniejących linii) Nowe linie kablowe Nakłady roczne (roczny koszt kapitału i koszty operacyjne) Rys. 4. Zalecany rozwój sieci i roczne koszty analizowanych scenariuszy (mld EUR/rok)

Kontynuacja połączeń na lądzie do punktów odbioru poprzez przyłączenie dalszych mocy wytwórczych Budowa połączeń międzysystemowych między Niemcami a innymi krajami Europy Północnej z jednoczesnym przyłączeniem do sieci morskich elektrowni wiatrowych Wykorzystanie synergii podłączenia do sieci rozproszonych grup morskich elektrowni wiatrowych przez ich łączenie i przyłączanie do systemu, czego efektem będzie stworzenie zintegrowanej sieci morskiej Rys. 5. Zasilanie wielostronne (multi-terminal) i korzyści tej technologii:

Technologie napowietrznych linii elektroenergetycznych okazały się najkorzystniejszym rozwiązaniem dla wszystkich rozpatrywanych zadań przesyłowych. Dla niskich zdolności przesyłowych (1000 MW) i stosunkowo krótkich tras (100 km) najlepsza technologia to konwencjonalne napowietrzne linie prądu przemiennego 380 kv. W przypadku średnich odległości przesyłu w równym stopniu sprawdza się kilka rozwiązań technicznych, zaś dla tras dłuższych niż 400 km i wyższych obciążeń najbardziej efektywne są wysokonapięciowe systemy prądu stałego. Należy jednak pamiętać, że przedstawiona w raporcie ocena poszczególnych technologii nie może stanowić podstawy do generalizacji. Aby dokonać wyboru najkorzystniejszego rozwiązania, kryteria oceny muszą być rozpatrywane w połączeniu z analizą warunków charakterystycznych dla poszczególnych tras linii. Rozbudowa sieci przy zastosowaniu technologii alternatywnych Raport II szczegółowo analizuje trzy z technologii dostępnych na rynku w celu identyfikacji wymogów w zakresie rozbudowy sieci, jakie będą warunkowały ich wdrożenie: Systemy HVDC: dodatkowa sieć prądu stałego z podziemnymi kablami wysokiego napięcia Rozwiązanie to wymaga wybudowania 3400 km nowych linii, których koszt szacowany jest na ok. 2 mld EUR rocznie, i jest dwukrotnie droższe niż proponowany scenariusz podstawowy. Gdyby linie nie zostały połączone w sieć o konfiguracji oczkowej, ale będą miały formę połączeń indywidualnych lokalizacji typu punkt-punkt, wtedy koszty wzrosną do 2,4 mld EUR. Rozwiązanie hybrydowe: 800 km linii prądu stałego 4400 MW dla potrzeb długodystansowego przesyłu ze Szlezwik-Holsztynu do Badenii-Wirtembergii. Dla pozostałych zadań przesyłowych konieczna będzie budowa 3100 km nowych linii napowietrznych. Koszty całkowite tej inwestycji wyniosą ok. 1,3 mld EUR w skali roku. Technologia GIL: powszechne zastosowanie kabli 380 kv izolowanych gazem Aby wdrożyć to rozwiązanie, należy wybudować 3400 km nowych linii. Koszty tej inwestycji w skali roku szacowane są na 4,9 mld EUR. Zwiększenie elastyczności systemu elektroenergetycznego W celu opracowania środków optymalizacji całego systemu elektroenergetycznego raport DENA skupia się na analizie potencjalnych rozwiązań w zakresie zwiększenia jego elastyczności i uwzględnia je w opracowaniu wymagań dla rozwoju niemieckiej sieci najwyższych napięć. Układy magazynowania energii Układy magazynowania energii wspomagają integrację odnawialnych źródeł energii z systemem poprzez przyjmowanie nadmiaru produkowanej energii, wygładzanie przebiegu krzywej mocy i jej elastyczne bilansowanie. Raport próbuje znaleźć odpowiedź na pytanie, do jakiego stopnia układy magazynowania energii mogą obniżyć wymagania w zakresie rozbudowy sieci przesyłowej. W tym celu przeprowadzona została dodatkowa analiza trzech wymienionych scenariuszy BAS, FLM i TAL z uwzględnieniem budowy dodatkowych układów magazynowania energii w regionach, w których najprawdopodobniej wystąpią tzw. wąskie gardła w sieci. Zastosowanie tych układów na zasadach rynkowych będzie miało wpływ na generację i przepływy mocy w sieci. W rezultacie na granicach regionów ponownie pojawi się energia, której nie da się przesłać. Dlatego w ogólnym rozrachunku układy magazynowania energii nie spowodują znaczącego obniżenia potrzeb w zakresie rozbudowy sieci. Ponadto analizy wykazały, że do 2020 roku budowa elektrowni szczytowo-pompowych to jedyne efektywne ekonomicznie rozwiązanie. Inne technologie magazynowania energii nie są jeszcze zaawansowane w takim stopniu, aby były opłacalne i możliwe do zastosowania na szerszą skalę. Zarządzanie popytem Sterowanie popytem na energię (DSM) może wspomagać bilansowanie nieregularnej generacji przyłączonych do systemu OZE, na nr 2 (8) 2011 125

przykład przez obniżenie zapotrzebowania w okresach niskiej generacji mocy przez elektrownie wiatrowe. Można to osiągnąć między innymi za pomocą procesów przemysłowych (np. elektroliza chlorków metali alkalicznych) lub systemów zainstalowanych w gospodarstwach domowych (np. pompy obiegowe). Efektywny ekonomicznie potencjał DSM w okresie do 2020 roku może spełnić ok. 60% wymagań w zakresie zapotrzebowania na dodatkową (dodatnią) moc bilansującą, ale jedynie 2% w zakresie ujemnej mocy bilansującej. Jednak z uwagi na wysoką cenę jednostkową rzeczywiste wykorzystanie bilansowania mocy wyniesie poniżej 0,1% całkowitego zapotrzebowania na energię elektryczną brutto w Niemczech. Wpływ DSM na wygładzanie przebiegów mocy redukuje wymagania w zakresie obciążenia szczytowego, np. z elektrowni gazowych, o prawie 800 MW. W efekcie koszty wytwarzania energii elektrycznej dla gospodarki w okresie do 2020 r. spadną o ok. 0,5 mld EUR. Poprawa prognozowania energii wiatrowej Jak wykazano w raporcie, prognozowanie energii ze źródeł wiatrowych w okresie do 2020 roku może ulec poprawie nawet o 45%, dzięki zastosowaniu takich rozwiązań, jak modele prognoz pogody o wysokiej rozdzielczości. W efekcie znacznie obniży to potrzebę bilansowania mocy, wiążącą się z nieregularnością wytwarzania energii wiatrowej. Wpływ OZE na bezpieczeństwo systemu W efekcie coraz większego udziału energii odnawialnej w ogólnym bilansie energetycznym jednocześnie obniża się generacja z elektrowni konwencjonalnych. Należy jednak pamiętać, że wiążą się z nią ważne dla sieci przesyłowej usługi systemowe, takie jak bilansowanie mocy, moc zwarciowa i moc bierna, a także praca wyspowa i gotowość do odbudowy systemu po awarii, które są konieczne do utrzymania stabilności systemu i zapewnienia bezpieczeństwa dostaw. Raport II bada, w jakim stopniu OZE, a w szczególności turbiny wiatrowe, mogą dostarczać usług systemowych. Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Moc zwarciowa i moc bierna Zapotrzebowanie na moc zwarciową i moc bierną w systemie przesyłowym obniży się wraz z integracją OZE, ponieważ te źródła na ogół są przyłączane do sieci niższych napięć. Obniżenie mocy zwarciowej jest jednocześnie równoważone przez wpływ połączeń międzysystemowych z zagranicznymi sieciami przesyłowymi, w których dominują konwencjonalne źródła wytwarzania energii. W takim przypadku może być ona bilansowana poprzez dodatkowe urządzenia kompensacyjne zamontowanie w sieci przesyłowej. Obniżona dostępność mocy biernej przy jednoczesnym podwyższonym zapotrzebowaniu spowodowanym większym obciążeniem linii przesyłowych musi zostać zbilansowana poprzez zainstalowanie w sieci dodatkowych kompensatorów mocy biernej. Bilansowanie mocy Obecna procedura przetargowa, przewidująca realizację dostaw w terminie miesięcznym i wymóg bilansowania mocy, w znacznym stopniu ogranicza udział OZE w rynkach bilansujących. Turbiny wiatrowe mogą zapewnić moc bilansującą dodatnią, jeśli są wyposażone w systemy regulacji. Jak się okazuje, to rozwiązanie jest opłacalne jedynie w nielicznych okresach w ciągu roku. Z kolei dostarczanie ujemnej mocy bilansującej do roku 2020 będzie możliwe przez regulację mocy w przypadku wystąpienia wahań częstotliwości w sieci. Elektrownie na biomasę posiadają stromy współczynnik narastania mocy i w większości przypadków są dobrze przystosowane do bilansowania mocy w systemie. Elektrownie na biomasę mogą zapewniać zarówno regulację wtórną, jak i trójną. Przyłączenie morskich elektrowni wiatrowych do systemu W niedalekiej przyszłości znaczna część niemieckiej energii wiatrowej będzie pochodzić z morskich turbin wiatrowych zainstalowanych na Morzu Północnym i Bałtyckim, które należy przyłączyć do sieci na terenie kraju. Raport II zawiera analizę różnych rozwiązań technicznych umożliwiających ich przyłączenie do systemu (zob. rys. 5). 126

Przyłączenia grupowe Analiza techniczna i ekonomiczna dostępnych na rynku technologii wskazuje, że najkorzystniejszym rozwiązaniem technicznym w zakresie podłączenia morskich elektrowni wiatrowych zainstalowanych na Morzu Północnym i Bałtyku jest technologia VSC HVDC (połączenia prądu stałego) oraz przyłączenia grupowe, które obniżają koszty integracji z systemem i minimalizują wpływ na środowisko. W przypadku elektrowni wiatrowych mniejszych mocy zainstalowanych na Bałtyku, w stosunkowo niewielkiej odległości od wybrzeża, najlepsze rozwiązanie to przyłączenia indywidualne za pomocą podziemnych kabli prądu przemiennego. Zasilanie wielostronne (multi-terminal) Technologia zasilania wielostronnego (multi-terminal) oferuje możliwość podłączenia kilku przekształtników napięcia do jednego obwodu prądu stałego, czyli utworzenia więcej niż dwóch połączeń z siecią prądu przemiennego. Jest ona niezwykle korzystna między innymi w przypadku połączenia ze sobą grup morskich elektrowni wiatrowych lub łączenia ich za pośrednictwem linii kablowych z sąsiednimi krajami. Wdrożenie wyżej wymienionego rozwiązania wymaga dalszych prac nad jego rozwojem i standaryzacji technologii prądu stałego na szczeblu europejskim. Rozbudowa sieci podmorskich linii kablowych Podłączenie niemieckich morskich turbin wiatrowych przed 2020 rokiem wymaga rozbudowy sieci podmorskich linii kablowych, aby ich łączna długość osiągnęła 1550 km. Oznacza to nakłady w wysokości 340 mln EUR rocznie. Badanie przeprowadzone w trakcie opracowywania raportu wykazały synergię między podłączeniami grupowymi elektrowni wiatrowych oraz technologią zasilania wielostronnego. Ponieważ rozwiązania powyższe mogą stanowić jedynie element szerszej strategii, przy planowaniu przyłączeń morskich farm wiatrowych do systemu konieczne będzie opracowanie długofalowych planów strategicznych. Działania praktyczne i rekomendacje w drugim raporcie DENA praktycznymi działaniami, takimi jak: szybka kompleksowa budowa linii rekomendowanych w pierwszym raporcie DENA, dodatkowe analizy w celu identyfikacji wymagań rozbudowy sieci w odniesieniu do poszczególnych linii, uruchomienie projektów pilotażowych w zakresie wdrożenia wybranych innowacyjnych technologii, uwzględnienie wszystkich dostępnych rozwiązań w planowaniu rozwoju sieci (alternatywne topologie, technologie przesyłowe, metody zarządzania siecią itp.), przyśpieszenie procedur wydawania pozwoleń na projekty rozbudowy sieci, w tym również analiza dalszego rozwoju ram prawnych, kampanie informacyjne mające na celu doprowadzić do wzrostu akceptacji społecznej dla rozbudowy niemieckiej sieci przesyłowej. Raport Grid Study II opiera się na analizach i wnioskach opublikowanego przez DENA w 2005 r. Grid Study I, który zalecał wybudowanie 850 km nowych linii w obrębie sieci najwyższych napięć w celu integracji z systemem elektrowni wiatrowych do roku 2015, a także wskazywał na potrzebę rozwoju sieci przesyłowej, między innymi przez instalację dodatkowych przewodów na istniejących liniach. Szczegółowe wymagania w zakresie rozbudowy linii w sieci najwyższych napięć określone w raporcie znalazły się w niemieckiej ustawie EnLAG z 2009 r., gdzie zostały uznane za projekt priorytetowy. Zgodnie z zaleceniami Grid Study I, do 2015 r. w Niemczech mają zostać wybudowane nowe linie o łącznej długości 850 km. Raport II zakłada, że budowa tych linii zostanie w całości ukończona. Artykuł pochodzi z Modern Power Systems (marzec 2011 r.) i został przedrukowany za zgodą wydawcy. Sprawna i szybka rozbudowa sieci, niezbędna do przyłączenia OZE do systemu, wymaga wsparcia scenariuszy przedstawionych nr 2 (8) 2011 127