Janusz Kurpas: Transformacja energetyki jest faktem

Rozmowa z Januszem Kurpasem, Energoprojekt Katowice S.A., o transformacji energetycznej, rosnącym udziale OZE w miksie energetycznym i przyszłości magazynowania energii. 

Czy jesteśmy świadkami transformacji energetycznej?

Transformacja energetyki jest faktem. Od dawna obserwujemy istotne dla użytkowników systemu zmiany, takie jak możliwość wyboru sprzedawcy, wprowadzenie definicji prosumenta i mikroinstalacji czy też wdrożenie regulacji jakościowej nakierowanej na poprawę jakości usługi dystrybucji energii elektrycznej. Ten wachlarz zmian jest znacznie szerszy. Ale oto dziś stoimy przed nieuchronnością zmian, które dotychczas, mam wrażenie, traktowaliśmy jako coś bardzo odległego, coś co wydarzy się „może kiedyś…”. Mam na myśli transformację całego systemu, począwszy od źródeł wytwórczych, przez zmianę miksu, po rolę do jakiej pretenduje tzw. energetyka rozproszona. Zarówno dokument „Polityka energetyczna Polski do 2040”, jak i inne dostępne analizy nie pozostawiają złudzeń – świat energetyczny wokół nas będzie się zmieniał szybko i nieodwracalnie. Klasyczny dla Polski miks z dominującym udziałem paliw kopalnych będzie migrował przejściowo w kierunku źródeł gazowych, równolegle, ale też docelowo do źródeł wykorzystujących energię słoneczną i wiatrową. Pytania o stabilność systemu elektroenergetycznego, bezpieczeństwo energetyczne i zapewnienie pokrycia dla rosnącego zapotrzebowania na moc i energię w systemie pozostawiam na razie jako otwarte – upatrując tutaj znacznie większej i bardziej odpowiedzialnej roli dla energetyki rozproszonej.

Jakie będą główne czynniki wpływające na te zmiany?

Istotną siłą napędową zmian będzie ekonomia, a prościej mówiąc, cena energii elektrycznej, na którą obecnie ma wpływ szereg czynników (niestety niekoniecznie rynkowych). Prócz samego wzrostu cen energii, można tutaj wymienić uwidocznioną w rachunku opłatę OZE i opłatę mocową, które pośrednio związane są ze strukturą wytwarzania bazującą na naszych zasobach lokalnych, czyli węglu kamiennym i brunatnym. Proces wycofywania z miksu „klasycznego wytwarzania”, czyli jednostek o możliwym do zaplanowania reżimie pracy, i zastępowania go przez źródła o niestabilnym charakterze pracy, takie jak elektrownie wiatrowe i słoneczne, pociąga za sobą konieczność zapewnienia rezerwy technicznej bilansującej pracę systemu. Bilansowanie ma oczywiście również swoje handlowe (rynkowe) oblicze i niejednokrotnie opłaca się korzystać z tańszej energii wytworzonej ze źródeł odnawialnych w Niemczech i Szwecji (SwePol Link).

To ciekawe, że energia z Niemiec lub ze Szwecji może być tańsza… Ostatnimi czasy generalnie dostrzegamy w naszym kraju wzrost cen energii elektrycznej – czym jest on spowodowany?

Mówiąc o wzroście cen energii należy dodatkowo wspomnieć o dwóch czynnikach – zewnętrznym i wewnętrznym. Istotnym czynnikiem mającym bezpośredni wpływ na ekonomikę całego sektora wytwórczego jest cena uprawnień do emisji CO2. Szybujące ceny uprawnień, przekraczające zdecydowanie granicę 40 €/T CO2 mogą budzić niepokój i zdecydowanie utrudniać opracowywanie wiarygodnych ścieżek cenowych na najbliższą dekadę. Czynnikiem wewnętrznym, o którym niestety często zapomina się w debatach branżowych, jest poziom zdekapitalizowania majątku sieciowego a więc wysokości niezbędnych do poniesienia nakładów na odtworzenie infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej. Nie wspominając o rozwoju sieci na potrzeby OZE (w tym offshore), rosnącego zapotrzebowania na moc i energię, mieszkaniowych inwestycji deweloperskich czy chociażby planowanej liczby stacji ładowania pojazdów elektrycznych. W tle jest aspekt bezpieczeństwa – pewności dostaw i cyberbezpieczeństwa (systemy łączności, sieci wewnętrzne itd.). To wszystko musi kosztować a model regulacyjny wskazuje jasno, że głównym źródłem finansowania będą „rachunki za prąd”. Celowo nie podejmuję tutaj tematu ciepłownictwa, który sam w sobie stanowi odrębne zagadnienie ekonomiczne i wiąże się z ogromnymi wyzwaniami stojącymi przed tym sektorem.

Transformacja sektora energetycznego jest faktem. Nie da się jej zatrzymać. Dzieje się na naszych oczach i pasjonujące jest to, że możemy brać w niej udział.

Czy tak duży nacisk na rozwój OZE to konsekwencja przyjęcia „Zielonego Ładu”?

Transformacja w kierunku źródeł odnawialnych nie jest wyłącznie spowodowana przyjęciem przez Komisję Europejską tzw. „Zielonego Ładu” w celu osiągnięcia neutralności klimatycznej w 2050 roku. W przypadku Europy działania związane z wprowadzeniem „Zielonego Ładu” dotykają wielu aspektów gospodarek krajów członkowskich. Wymuszają m.in. zmianę udziału OZE w strukturze wytwarzania, poprawę efektywności energetycznej i powiązaną z tym redukcję emisji, w tym tzw. niskiej emisji związanej głównie z ogrzewaniem budynków. W tle istotny jest aspekt badań i rozwoju, mający wykreować przewagi konkurencyjne tej części świata w sferze nowych technologii, także tych związanych z energią (np. wodorem). Inne gospodarki na świecie mają własne motywacje (nie wszystkie kraje sygnowały tzw. porozumienie klimatyczne), niemniej już dziś mamy do czynienia z globalnym i nieodwracalnym trendem rosnącego udziału OZE.

Jak w Polsce zmienia się zapotrzebowanie na energię?

Nieuchronna zmiana funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i rynku energii musi pociągać za sobą również zmiany zachowań. W naszym kraju obserwujemy stały trend rosnącego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną (oczywistym wyjątkiem był okres I i II fali pandemii wirusa SARS-CoV-2 z uwagi na lockdown) – co jest charakterystyczne dla krajów rozwijających się, gdzie odnotowuje się wzrost poziomu życia obywateli. Co ciekawe, można wskazać na pewną istotną zmianę – szczyty zapotrzebowania na moc pojawiają się w okresie letnim (m.in. klimatyzacja) oraz mimo okresowego spadku zużycia energii elektrycznej zapotrzebowanie na moc stale wzrasta.

Taka obserwacja powinna skłaniać do wywierania większego nacisku na poprawę efektywności energetycznej, poszukiwanie rozwiązań dających w racjonalnej perspektywie efekt w postaci redukcji zapotrzebowania na energię i jednocześnie pozytywny wynik ekonomiczny. Szczególnie istotnym elementem jest tutaj sektor przemysłowy, i to nie tylko firmy z listy najbardziej energochłonnych przedsiębiorstw.

Co robią firmy, by poprawić swoją efektywność energetyczną?

Wiele firm korzystając z różnych form wsparcia prowadzi analizy i podejmuje inicjatywy poprawiające efektywność energetyczną – prowadzące do skutecznego zarządzania energią w cyklu produkcyjnym i obiektach biurowych. Przykładem może być rosnąca liczba niewielkich instalacji kogeneracyjnych. Energia elektryczna wytwarzana w skojarzonym cyklu technologicznym pozwala na obniżenie opłat stałych i zmiennych, a sama instalacja może dodatkowo pełnić rolę rezerwowego źródła zasilania dla wybranych obwodów na wypadek zaniku zasilania z sieci operatora systemu dystrybucyjnego. Ciepło wytwarzane w skojarzeniu jest wykorzystywane do ogrzewania i zapewnienia c.w.u., a w okresie letnim, po przemianie na chłód, do klimatyzowania powierzchni biurowych, serwerowni itp. Właściwie dobrana instalacja kogeneracyjna, niejednokrotnie zoptymalizowana przez zastosowanie dodatkowego szczytowego kotła gazowego i zasobnika energii cieplnej, współpracująca z dedykowanym systemem zarządzania energią, stanowi alternatywę dla ciepła sieciowego.

Co według Pana może skłonić konsumentów energii elektrycznej do zmiany zachowań w zakresie jej użytkowania?

Świadoma zmiana zachowań może być (musi być?) stymulowana przez bodźce ekonomiczne. Przykładem jest obowiązujący co najmniej do końca tego roku system wsparcia dla prosumentów. Ułatwienia w procesie przyłączania mikroinstalacji do sieci, programy w rodzaju „mój prąd” czy korzystne zasady opodatkowania bezdyskusyjnie wpłynęły na rozwój energetyki prosumenckiej, na razie w jej najprostszym wydaniu – domowych instalacji fotowoltaicznych. Uzupełnieniem są galopujące inwestycje o większej skali, lokujące się w aukcyjnym systemie wsparcia czy nawet te, które już dziś obchodzą się bez dodatkowych instrumentów finansowych a swoją atrakcyjność potwierdzają długoterminowymi kontraktami PPA. Bez wątpienia mamy do czynienia z fotowoltaicznym boomem, który z pewnością potrwa jeszcze 5 lat, może dekadę.

Sprzymierzeńcem jest tutaj sam rozwój technologii paneli, rosnąca wydajność, spadające ceny za kWp i ogromna konkurencja na rynku usług deweloperskich i wśród wykonawców.

Przykładem ciekawego wdrożenia może być rozwiązanie zastosowane na dwóch biurowcach firmy Energoprojekt Katowice S.A. Panele rozmieszczono na dachach budynków oraz na całej powierzchni ściany południowej wyższego biurowca. W prezentowanym przykładzie budowa fotowoltaiki była połączona z termomodernizacją budynków, co pozwoliło inwestorowi na sięgnięcie po dodatkowe formy finansowania tego przedsięwzięcia. Przy obecnych cenach energii elektrycznej prosty okres zwrotu z inwestycji dla projektu bazującego na rozwiązaniach technicznych z roku 2015 wynosi mniej niż 8 lat.

Co może spowolnić ten szybki rozwój fotowoltaiki?

Można z dużą dozą pewności przyjąć, iż to nie technologia będzie ograniczeniem dla dalszego wzrostu ilości źródeł odnawialnych w systemie elektroenergetycznym, a właśnie sam system. Nietrudno dziś wskazać takie miejsca na mapie, gdzie sąsiedzka rywalizacja (pozytywna!) doprowadziła do tego, iż praktycznie każdy dom posiada własną instalację fotowoltaiczną. Co z tego, kiedy w piękny, słoneczny dzień, zamiast generować, inwertery wyłączają się z powodu przekroczenia dopuszczalnych parametrów napięciowych na danym obwodzie niskiego napięcia (nN). Tutaj trzeba stanowczo zaznaczyć: sieci nie można rozbudowywać i modernizować w nieskończoność! Jaki sens techniczny i ekonomiczny ma rozbudowa nierzadko dobrej, niezawodnej infrastruktury sieciowej tylko po to, aby mikroinstalacje mogły oddawać wyprodukowaną energię do sieci w określonych godzinach doby i porze roku? Innym pytaniem jest to, czy sieć została zaprojektowana z uwzględnieniem rezerw technicznych na źródła rozproszone, moc bierną itp. Podobnym przykładem mogą być skutki jakie wywołuje przyłączanie farm fotowoltaicznych w głębi sieci średniego napięcia (SN). W wielu przypadkach przekrój linii pozwala na wyprowadzenie mocy z farmy. Natomiast niemałym problemem okazuje się regulacja napięcia w transformatorach rozdzielczych SN/nN zasilanych z linii, do której przyłączono farmę. Obowiązujące standardy nie przewidują aktywnej regulacji napięcia na tym poziomie a jedynie ręczną regulację odczepową (co do tej pory było racjonalne i uzasadnione ekonomicznie). Dbając o poziom napięcia określony normą, operator zmuszony jest limitować ilość przyłączanych farm lub ich moc oraz niejednokrotnie zmuszony jest do wskazania innego miejsca przyłączenia niż to najbardziej dogodne dla podmiotu inwestującego w farmę.

Przychodzi nam tu do głowy pewne rozwiązanie…

Tak, rozwiązaniem tego problemu są magazyny energii elektrycznej. Dziś ciągle jeszcze trudno jest znaleźć proste uzasadnienie ekonomiczne dla tego typu inwestycji (może poza rynkiem mocy), ale z całą pewnością będzie to segment rosnący bardzo dynamicznie w najbliższej dekadzie.

Modele biznesowe wykorzystujące szeroki zakres funkcji oferowanych przez magazyny energii, rozszerzony dodatkowo w rozwiązaniach opartych o technologie hybrydowe, wskazują na sens zastosowania magazynów w aplikacjach:

• przydomowych – stanowiących uzupełnienie mikroinstalacji,
• magazynów kwalifikowanych do segmentu przemysłowego – przyłączanych do instalacji wewnętrznej przedsiębiorstw oraz tych współpracujących z farmami fotowoltaicznymi i wiatrowymi,
• segmentu dużych sieciowych magazynów – wspomagających głównie pracę systemu elektroenergetycznego.

Wypada wspomnieć o pozytywnych zmianach wprowadzanych do Prawa Energetycznego. Nowe regulacje zwalniają z obowiązku uzyskiwania koncesji na mniejsze magazyny energii (do 10 MW) i obowiązku taryfowego. Znoszą także podwójne opłaty dystrybucyjne i przesyłowe: za energię pobraną z sieci do magazynu i oddaną z magazynu do sieci. Dla urządzeń o mocy poniżej 50 kW nie będzie też żadnych obowiązków rejestracji. To z pewnością szerzej uchyli drzwi dla tego typu inwestycji.

Janusz Kurpas: Praktyk, lider, doświadczony menadżer – absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej w Gliwicach, z zawodu elektryk-automatyk zabezpieczeniowy. Posiada tytuł doktora nauk inżynieryjno-technicznych. Ukończył studia podyplomowe z zarządzania projektami, posiada certyfikat Masters of Project Management George Washington University School of Business and Public Management. Doświadczenie zawodowe zdobywał w firmach polskich i zagranicznych. Specjalizuje się w nowoczesnym zarządzaniu majątkiem oraz nowych technologiach z obszaru przesyłu i dystrybucji.