IEO: Czy wyciągnięte zostaną właściwe wnioski z 20-go stopnia zasilania?

Wprowadzenie, po raz pierwszy od niespełna trzech dekad, reglamentacji dostaw energii elektrycznej w formie niemal najbardziej skrajnej – 20-go stopnia zasilania, wymaga podjęcia działań na rzecz faktycznego i trwałego uzdrowienia sytuacji w energetyce. Podejmowane (lub zapowiadane) działania ze strony rządu i czołowych firm energetycznych, ale też postulaty opozycji nie w pełni odnoszą się do faktycznych przyczyn zaistniałej sytuacji, a formułowane postulaty nie uwzględniają charakteru ani skali problemu, jaki ujawnił sierpniowy kryzys energetyczny. Nie mogą więc doprowadzić do jego rozwiązania – informuje Instytut Energetyki Odnawialnej w komentarzu do przeprowadzonej przez IEO debaty na temat wyzwań polskiego systemu elektroenergetycznego.

Opublikowane w tych dniach projekty rządowych dokumentów strategicznych: „Polityka energetyczna Polski do 2050 roku” i „Narodowy program gospodarki niskoemisyjnej” wpisują się w niezmienną praktycznie od niemalże 15 lat koncepcję rozwoju energetyki. Potwierdzają szeroki konsensus wiodących sił politycznych w kontynuowaniu (i jednoczesnej obronie) podstaw dotychczasowej polityki energetycznej opartej na inwestycjach w elektrownie cieplne, abstrahującą od zagrożeń ujawnionych m.in. w sierpniu tego roku. Obecny, ugruntowany poprawnością polityczną, symptomatyczny brak dyskusji o istocie problemu może być i przyczyną i zapowiedzią kolejnych, coraz bardziej nieuchronnych kryzysów.

Fotowoltaika od Columbus Energy

Głosy ekspertów wskazujących na konieczność daleko idących zmian w strategii energetycznej i podjęcia pilnych działań adaptacyjnych do nowych zjawisk i związanych z nimi ryzyk mogą zostać zagłuszone w ferworze kampanii wyborczej, zwłaszcza w obliczu szerokiego konsensusu politycznego wokół kontynuacji dotychczasowych działań, które w praktyce nie przybliżają do celu, jakim jest bezpieczeństwo energetyczne: techniczne, ekonomiczne i ekologiczne. Oznacza to też, jak zauważa dr Tomasz Kowalak, ekspert ds. inteligentnych sieci energetycznych, że zagrożenia, jakie ujawniły się po raz pierwszy w czasie szczytu letniego w 2006 roku, przez całą dekadę nie zostały wyeliminowane.

W kryzysowym dniu 11 sierpnia br., po którym Polskie Sieci Energetyczne wprowadziły 20-sty stopień zasilania, a rząd umożliwił ograniczanie dostaw energii do 8 tys. odbiorców przemysłowych, cena energii na giełdzie skoczyła dziesięciokrotne, a państwowe koncerny w sytuacji deficytu dostaw energii zaledwie w ciągu kilku godzin zarobiły ekstra 10 mln zł. Następnego dnia, już przy 20-tym stopniu zasilania, cena spadła do „normlanego poziomu”, ale zaskoczeni, nieprzygotowani na ograniczenia odbiorcy energii ponieśli w kilku godzinach straty rzędu 100 mln zł. Możliwe, że w przyszłości, przy braku odpowiednich działań, dłuższe „planowe wyłączenia” oraz rozległe awaryjne przerwy w zasilaniu mogą spowodować nieproporcjonalnie wyższe skoki cen energii i nieporównywalnie większe straty gospodarcze i społeczne, paradoksalnie, zapewniając sektorowi elektroenergetycznemu jeszcze większe nadspodziewane zyski (tzw. windfall profits).

 

Dlaczego kontynuacja dotychczasowej polityki energetycznej i zapowiedzi działań naprawczych nie będą skuteczne?

Problem pokrycia szybko rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną w szczytach letnich dotyczy wielu krajów poza Polską – np. Francji. Rekordowe upały dotknęły całą Europę. To jak systemy energetyczne radzą sobie z tym, zależy po pierwsze od rodzaju źródeł, z których wytwarzana jest energia: im bardziej zdywersyfikowany miks tym mniejsze ryzyko. Po drugie od jakości połączeń transgranicznych i możliwości bilansowania dostaw energii z zagranicy oraz po trzecie od jakości infrastruktury przesyłowej – zauważa Joanna Maćkowiak-Pandera, szefowa Forum Analiz Energetycznych.

Na przykład Niemcy, w krytycznych dla Polski dniach, w szczytach dziennych wytwarzały w systemach fotowoltaicznych tyle energii, ile wynosi całkowite zapotrzebowanie na energię elektryczną w Polsce. Kiedy Francuzi mają problem z chłodzeniem elektrowni jądrowych, „pożyczają” prąd z Niemiec, natomiast „oddają”, kiedy inni mają problem ze zbilansowaniem systemu.

Wysokie temperatury powietrza i obniżenie się poziomu wody w rzekach unaoczniły czym się rożni polska energetyka od tej funkcjonującej obecnie w UE, w tym oczywiste, ale od dawna lekceważone fakty. Polska:

– zajmuje przedostatnie miejsce w Europie pod względem zasobów wód na jednego mieszkańca na rok,

– ma przemysł, w szczególności energetyczny, trzy razy bardziej wodochłonny niż przemysł europejski,

– ma jeden z najmniejszych udziałów źródeł rozproszonych w strukturze wytwarzania energii,

– ma najmniejszy na mieszkańca udział słonecznych systemów fotowoltaicznych.

W tej sytuacji sposobem na rozwiązanie problemów z chłodzeniem bloków energetycznych i ograniczeniami w przesyle energii w szczycie letnim nie jest zapowiadana budowa kolejnych nowych elektrowni cieplnych. W szczególności elektrowni węglowych i jądrowych, których zapotrzebowanie na wodę do chłodzenia kształtuje się na poziomie 3-4 m3 /MWh, ale też, choć w mniejszym zakresie, elektrowni gazowych zużywających średnio ok. 1 m3 /MWh. Dramatyczna sytuacja hydrologiczna, jaka wystąpiła latem br., gdyby miała swą kontynuację w okresie mroźnej zimy (bardzo niski poziom wód), może już nie ograniczyć, ale wręcz sparaliżować działanie źródeł cieplnych, gdyby cieki wodne wykorzystywane do chłodzenia zamarzły do dna.

Generacja rozproszona, w tym energetyka słoneczna oraz inteligenta sieć i zarządzanie popytem najlepszym środkiem ograniczenia nowych zagrożeń.

W krytycznym dniu 10 sierpnia powstałe w efekcie upałów ubytki mocy w tzw. jednostkach wytwórczych centralnie dysponowanych (w praktyce elektrownie węglowe) sięgały nawet 4 GW, ale o doprowadzeniu do ogłoszenia 20-stopna zasilania zdecydował brak kilkuset MW mocy w systemie. Tego rzędu deficyt mocy spowodował też skok cen energii.

Rozwiązaniem na niezbilansowanie krajowej podaży i popytu energii elektrycznej są już nie tylko istniejące bloki węglowe (tylko te najbardziej efektywne i elastyczne), ale przede wszystkim budowana, zdecydowanie szybciej niż obecnie, rozproszona i zróżnicowana technologicznie energetyka odnawialna. W szczycie letnim energia słoneczna, a w szczycie zimowym energetyka wiatrowa, wspierane rozwijaną stopniowo infrastrukturą magazynowania energii. W celu potwierdzenia tezy o przydatności rozproszonej energetyki słonecznej jako elementu bezpieczeństwa energetycznego i ekonomicznego, także w tegorocznym kryzysie, Instytut Energetyki Odnawialnej (IEO) rozważył scenariusz, w którym ustawa o OZE wraz z tzw. „poprawką prosumencką” wchodzi w życie, tak jak zakładano – 1 stycznia 2013 roku, a nie dopiero 1 stycznia 2016 roku.

Dwa lata (2013-2014) funkcjonowania taryf gwarantowanych dla mikroinstalacji pozwoliłyby na zbudowanie ok. 300 MW mocy w ok. 100 tys. przydomowych instalacjach fotowoltaicznych. Źródła te w dniu 11 sierpnia pozwoliłyby na wytworzenie ok. 1,4 GWh energii. Gdyby nawet założyć, że przez całe dwa lata utrzymywana byłaby najwyższa początkowa taryfa (w praktyce po 2 latach byłaby ona o ok. 20% niższa) dla najmniejszych źródeł do 3 kW – 0,75 zł/kWh, byłaby to cena o połowę niższa od ceny energii w szczycie 10 sierpnia -1400 zł/MWh. Podaż energii elektrycznej ze źródeł słonecznych, wprowadzonej do sieci w kryzysowych dniach szczytu letniego, mogłaby być wystarczająca do uniknięcia skoku cen energii i nadmiernych kosztów (dodatkowe przychody firm energetycznych wyniosły w ciągu 6 godzin ponad 10 mln zł). Ponadto zapobiegła by konieczności wprowadzenia 20-go stopnia zasilania oraz stanowić by mogła trwałe zabezpieczenie na szczyty letnie w kolejnych latach – komentuje Grzegorz Wiśniewski, szef IEO.

I dodaje, że podobna moc mogłaby być zbudowana także w instalacjach fotowoltaicznych off grid wspartych dotacjami dla przemysłu (bez ryzyka niezgodnej z zasadami pomocy publicznej, o ile pokrywałyby tylko potrzeby własne). Rezerwowanie mocy w systemie nowymi elektrowniami cieplnymi spowodowałoby przede wszystkim wzrost kosztów w systemie, a nie rozwiązanie problemu niezbilansowania podaży i popytu w szczytach.

Włodzimierz Sokół, szef Służby Inżynierii Lotniska Chopina, jednego z pierwszych lotnisk w Europie, które w znaczącym zakresie zastosowało panele słoneczne w celu wytwarzania energii elektrycznej na własne potrzeby, potwierdza zasadność inwestycji w celu ograniczania kosztów zakupu energii w szczególności w szczycie letnim. Instalacja fotowoltaiczna o mocy 800 kW zbudowana ze wsparciem w formie dotacji i zainstalowana na dachach lotniska pokrywa 20% potrzeb energetycznych lotniska. Sprawdziła się w szczególności w upalne dni sierpniowe, dostarczając średnio 3 MWh/dziennie i o tyle zmniejszając zapotrzebowanie lotniska na energię elektryczną z sieci.

Zdaniem Piotra Czajkowskiego, wiceprezesa Związku Pracodawców Forum Energetyki Odnawialnej (ZP FEO), nie można dopuścić do dalszego opóźniania wejścia w życie ustawy o OZE. Dotychczasowy brak jasnych i stabilnych przepisów wdrażających bodźce rozwojowe dla sektora OZE ograniczył rozwój i inwestycje, skutkując znacznymi utrudnieniami dla inwestorów. Tymczasem krajowy przemysł fotowoltaiczny dysponuje potencjałem, aby uchronić Polskę przed letnimi ograniczeniami w poborze prądu już w 2017 roku. Dodatkowo fotowoltaika w „miksie” energetycznym to większe bezpieczeństwo energetyczne, które w sposób oczywisty wynika z modelu rozproszonego opartego na źródłach odnawialnych. Jako główne zalety, poza większą niezależnością od paliw kopalnych, warto wymienić choćby większą odporność na potencjalne awarie, zmniejszone straty na przesyle, a po dodaniu z czasem akumulatorów – rozwiązanie trwale stabilizujące cały system energetyczny.

 

Rynek fotowoltaiki w Polsce

Według najnowszego raportu IEO aktualna skumulowana moc w systemach fotowoltaicznych (stan na koniec maja 2015 roku) wynosi 40 MW, czyli tysiąc razy mnie niż w Niemczech. Przykładowo w 2013 roku było to 11 MW. W samym 2015 r. przyrost mocy zainstalowanej przekroczył 12,3 MW (prawie 80% przyrostu mocy w porównaniu z 2014 roku). Analizy ekonomiczne wykonane przez IEO wskazują, że systemy fotowoltaiczne, o ile teraz zostaną dopuszczone do rynku, już na przełomie 2018 i 2019 roku będą dostarczały do odbiorców energię elektryczną po koszcie niższym niż koszty energii z krajowego systemu energetycznego. Instalacje fotowoltaiczne osiągną tym samym tzw. grid parity.

Instytut Energetyki Odnawialnej opracował równiez analizę wpływu prosumenckiej generacji fotowoltaicznej na kryzys energetyczny. W opracowaniu wykorzystano symulacje systemów fotowoltaicznych dla Polski przeprowadzone programem T*Sol, dane Towarowej Giełdy Energii S.A. oraz wyniki raportu IEO „Rynek fotowoltaiki w Polsce 2015”. Treść dokumentu dostępna jest tutaj.