Energia z OZE staje się tańsza. Czy zacznie dominować?

Rozmawiamy z Szymonem Witoszkiem, Dyrektorem Rozwoju ONDE S.A., o liberalizacji zasady 10H, trendach na Towarowej Giełdzie Energii oraz o podejściu do wielkości i dyspozycyjności rezerwy mocy. 

Na początku marca do sejmu trafił projekt ustawy, która ma wspomóc rozwój odnawialnych źródeł energii (OZE). Co Pan sądzi o tych propozycjach?

Liberalizacja zasady 10H jest absolutnie konieczna. Nie należy jednak nastawiać się na gwałtowny przyrost nowych mocy w elektrowniach wiatrowych na lądzie w kilkanaście miesięcy po wprowadzeniu proponowanych zmian. Proces rozwijania nowych projektów jest złożony i czasochłonny, dlatego branża szacuje lukę deweloperską na minimum 2 lata. Rośnie również ryzyko niepowodzenia związane z rosnącą liczbą odmów wydania warunków przyłączenia. Należy pamiętać, że po 2016 roku dostępne moce przyłączeniowe zostały w znacznym stopniu wykorzystane przez projekty fotowoltaiczne oraz uszczuplone koniecznością uwzględnienia rozwoju morskich farm wiatrowych. Renesans lądowej energetyki wiatrowej uzależniony jest od realizacji planu rozbudowy i modernizacji sieci elektroenergetycznych. Liberalizacja zasady 10H jest jednak nadal kluczowa, aby można było przeprowadzić proces repoweringu istniejących farm wiatrowych oraz dokonać optymalizacji sprzętowej projektów, które rozwijane były jeszcze na starych zasadach.

Projekt zakłada m.in. zniesienie zasady 10H (ustawa odległościowa zabrania lokowania elektrowni w odległości mniejszej niż dziesięciokrotność wysokości turbiny). Nowa ustawa wskazuje 500m jako minimalną odległość lokalizacji farm wiatrowych od budynków mieszkalnych i terenów cennych przyrodniczo. Zmiany miałyby umożliwić sytuowanie lądowych farm wiatrowych na powierzchni 25% kraju (obecna ustawa odległościowa ogranicza możliwość budowy farm wiatrowych do 3% powierzchni kraju).

Pojawiają się też przeciwne głosy, według których fotowoltaika może doczekać się ustawy odległościowej.  Po pierwsze, skąd biorą się obawy przed szybkim rozwojem wielkopowierzchniowych farm fotowoltaicznych?

Trudno wskazać jedną przyczynę tych obaw, ponieważ głosy docierają z różnych stron. Wielkoskalowa fotowoltaika, jak każda wielkoskalowa inwestycja, wpływa na lokalne otoczenie. Oddziaływanie takie jest jednak zawsze badane, a inwestor zobowiązany jest do podjęcia odpowiednich środków zaradczych. Często lokalna społeczność nie jest świadoma tych procedur i ma wątpliwości dotyczące np. likwidacji zaplecza budowy lub utylizacji elektrowni po okresie eksploatacji. Zmieniła się również narracja i otoczenie rynkowe. Dziś elektrownia fotowoltaiczna nie kojarzy się z inwestycją, za która płacą wszyscy a korzystają nieliczni. Świadomość społeczna rośnie wraz z każdym alarmem antysmogowym i kolejną podwyżką rachunków za prąd. Ponadto proponowane projekty legislacyjne wprowadzające instytucje zbiorowego i wirtualnego prosumenta mogą przełożyć się na możliwość korzystania z wielkoskalowej energetyki odnawialnej w sposób bardziej bezpośredni.

Po drugie, czy wprowadzenie ustawy odległościowej dla fotowoltaiki wydaje się realne? Jak wpłynęłoby to na polską transformację energetyczną?

Realne wydaje się wprowadzenie ograniczeń związanych z koniecznością uwzględniania większych inwestycji w miejscowych planach zagospodarowania. Zabieg ten zwiększy koszty związane z rozwojem nowych projektów i wydłuży proces wprowadzania nowych mocy do systemu. Pozwoli również do pewnego stopnia przerzucić koszt tworzenia miejscowych planów na deweloperów. Większe kontrowersje budzi potencjalne ryzyko nieobjęcia gruntów klasy IV zwolnieniem z konieczności uzyskania decyzji o wyłączeniu z produkcji rolnej. Biorąc pod uwagę to, że grunty tej klasy stanowią ponad 40% użytków rolnych w Polsce, wprowadzenie tego przepisu mogłoby być „fotowoltaiczną ustawą 10H”. Rozwianie tej wątpliwości interpretacyjnej stanowi bardzo ważny dla branży aspekt prekonsultacji projektu zmiany ustawy i planowania i zagospodarowania przestrzennego.

Rynek energetyczny jest sukcesywnie deregulowany. Zarówno wytwarzanie, jak i obrót energią elektryczną zostało istotnie zliberalizowane. Najwolniej zmiany zachodzą w obszarze dystrybucji i to właśnie on stanowi wąskie gardło dla rozwoju OZE w Polsce.

Rynek energetyczny jest bardzo mocno regulowany. Czy ten fakt może spowolniać rozwój OZE w Polsce? Jakie zmiany regulacyjne pomogłyby w rozwoju tego sektora?

Rynek energetyczny jest sukcesywnie deregulowany. Zarówno wytwarzanie, jak i obrót energią elektryczną zostało istotnie zliberalizowane. Najwolniej zmiany zachodzą w obszarze dystrybucji i to właśnie on stanowi wąskie gardło dla rozwoju OZE w Polsce. Odmowy wydania warunków przyłączenia, nietransparentna informacja o dostępnych mocach przyłączeniowych, uznaniowe podejście do interpretacji parametrów technicznych oraz spóźnione inwestycje infrastrukturalne to tylko kilka problemów powstających na styku wytwarzania i dystrybucji. Niestety aktualne przepisy sprawiają, że prowadzenie działalności w zakresie tzw. małej dystrybucji energii elektrycznej wiąże się z szeregiem obowiązków formalnych i technicznych. Próg wejście jest wysoki, a koszty źle się skalują, w efekcie mali operatorzy muszą funkcjonować jako element większego „wehikułu inwestycyjnego”.

Fotowoltaika i wiatr nie są obarczone zmiennym kosztem paliwa oraz uprawnień do emisji CO2. Mogą również funkcjonować od kilku do kilkunastu lat ponad zakładany okres inwestycji, wytwarzając energię kilkukrotnie tańszą od tej pochodzącej z elektrowni cieplnych. Wraz z nasycaniem się miksu energetycznego OZE, będzie częściej dochodziło do pokrycia znacznej części popytu generacją ze źródeł odnawialnych.

Na Towarowej Giełdzie Energii trendy pomiędzy rynkami różnią się. Czy słuszne jest założenie, że Rynek Dnia Następnego (RDN, rynek spot) i rynek terminowy (OTF) będą zdominowane przez OZE? Dlaczego tak się dzieje?

Ponieważ energia z OZE jest tańsza i jej przybywa, a oferty na rynku uszeregowane są od najtańszych do najdroższych. Fotowoltaika i wiatr nie są obarczone zmiennym kosztem paliwa oraz uprawnień do emisji CO2. Mogą również funkcjonować od kilku do kilkunastu lat ponad zakładany okres inwestycji, wytwarzając energię kilkukrotnie tańszą od tej pochodzącej z elektrowni cieplnych. Wraz z nasycaniem się miksu energetycznego OZE, będzie częściej dochodziło do pokrycia znacznej części popytu generacją ze źródeł odnawialnych. Ze względu na niższy koszt będą one również uwzględniane w produktach typu base lub peak na zasadzie tzw. statystyki pokrycia. Elastyczne źródła konwencjonalne oraz magazyny energii będą z kolei aktywne na rynkach wyceniających elastyczność i dyspozycyjność – na Rynku Dnia Bieżącego i Rynku Bilansującym.

Natomiast na Rynku Dnia Bieżącego (RDB) potrzeba łatwo sterowalnych źródeł energii. Rozwój jakich rodzajów energii wydaje się tu najlepszym rozwiązaniem?

Może to zabrzmieć przewrotnie, ale najtańszym rozwiązaniem jest odnawialne źródło, które może dokonać redukcji mocy. Elektrownia fotowoltaiczna jest w tym przypadku bardziej elastyczna niż wiatrowa, zmniejszenie mocy odbywa się bardzo szybko i bez szkody dla urządzeń.

Elektrownia pracująca poniżej osiągalnego maksimum zgodnie z zaplanowanym grafikiem godzinowym jest w stanie zwiększyć lub zredukować średnią moc na podstawie prognozy krótkoterminowej. Ta zdolność może być uzupełniona magazynem energii. Stabilizacja mocy w celu redukcji kosztów niezbilansowania pozycji z RDN będzie naturalnym mechanizmem ograniczającym niezakontraktowane nadwyżki energii z OZE.

Musimy zmienić podejście do wielkości i dyspozycyjności rezerwy mocy. Dyspozycyjność powinna być określana również dla dużych elektrowni OZE i aktualizowana w krótkich okresach, stając się zmienną (pływającą) rezerwą w dyspozycji OSP. Elementem ograniczającym tą zmienność będą instalacje OZE złożone z różnych jednostek wytwórczych (np. wiatrowych i słonecznych), uzupełnione magazynami energii.

W kolejnych latach moce wytwórcze elektrowni węglowych zostaną zredukowane. Jakie kroki przygotowujące nas do zmiany systemu energetycznego powinna podjąć Polska?

Musimy zmienić podejście do wielkości i dyspozycyjności rezerwy mocy. Dyspozycyjność powinna być określana również dla dużych elektrowni OZE i aktualizowana w krótkich okresach, stając się zmienną (pływającą) rezerwą w dyspozycji OSP. Elementem ograniczającym tą zmienność będą instalacje OZE złożone z różnych jednostek wytwórczych (np. wiatrowych i słonecznych), uzupełnione magazynami energii. Ponadto istnieć powinna około 40% rezerwa elastyczna do pracy szczytowej: elektrownie szczytowo-pompowe, magazyny cieplne o dużej pojemności, elektrownie gazowe. W podstawie pracować powinny początkowo elektrownie węglowe zmodernizowane w kierunku większej elastyczności, a później elektrownia jądrowa. Proporcja rezerwy elastycznej w stosunku do mocy w podstawie będzie musiała istotnie wzrosnąć, między innymi dzięki usługom interwencyjnej redukcji poboru (DSR). Wraz ze spadkiem udziału generatorów synchronicznych w systemie musimy również pomyśleć o źródłach inercji, np. magazynach mechanicznych typu flywheel.  

ONDE już dziś stosuje w swoich projektach magazyny energii. Jak widzi Pan rozwój sektora magazynów energii?

Będzie rósł! Mamy tylko nadzieję, że w oparciu o wycenione rynkowo usługi elastyczności oraz usługi systemowe, a nie zasilany dotacjami. ONDE uwzględnia systemy magazynowania energii w ogromnej większości rozwijanych aktualnie projektów. Mamy pełną świadomość tego, że atrakcyjność inwestycji w OZE będzie coraz silniej zależeć od warunków rynkowych. Magazynowanie pozwala zwiększyć przychody ze sprzedaży energii oraz ograniczyć ryzyka związane z sezonową i dobową zmiennością cen, stanowi zatem brakujący element tej układanki.

ZOSTAW ODPOWIEDŹ

Proszę wpisać swój komentarz!
Proszę podać swoje imię tutaj

Najnowsze

PARTNER STRATEGICZNY PORTALU

PARTNERZY PORTALU

Kategorie

BĄDŹMY W KONTAKCIE