OZE: Czy system jest gotowy?

7 czerwca 2013

Leszek Szmidtke: Dr inż. Wojciech Myślecki, wypowiadając się dla CSE stwierdził, że polskie sieci nie są w krótkim czasie zdolne do przestawienia się na energetykę rozproszoną. Dodatkowo, nie ma ustawy o OZE i nie zanosi się na szybkie jej przyjęcie. Tymczasem Energa w swojej strategii stawia na energetykę odnawialną, rozproszoną.

Rafał Czyżewski: Rzeczywiście, krajowy system nie jest jeszcze gotowy do przyjęcia na większą skalę energii ze źródeł rozproszonych. Kiedy go projektowano i budowano nikt nie miał pojęcia o takiej energetyce. Nie istniała możliwość zainstalowania na szerszą skalę wydajnych źródeł zielonej energii, takich jak turbiny wiatrowe czy panele fotowoltaiczne, nie wspominając już o źródłach, na których zakup stać by było gospodarstwo domowe czy wspólnotę mieszkaniową.

Dziś mamy inną sytuację i do nowych potrzeb trzeba będzie dopasować całą sieć. Znaczenie odnawialnych źródeł energii rośnie także w naszym kraju. Bez trudu można sobie wyobrazić tysiące małych wiatrowych turbin, paneli fotowoltaicznych oraz innych źródeł energetyki rozproszonej, obywatelskiej. W wielu krajach ma to już miejsce i wkrótce dotrze do nas. Tym bardziej, że jest to ważny element unijnej polityki i wiele krajów, jak choćby Niemcy, podjęło strategiczne decyzje, rezygnując z jednych źródeł i stawiając właśnie na energetykę odnawialną i rozproszoną. Jest to związane z polityką klimatyczną, ale to także sposób na pobudzenie gospodarki i wzmocnienie jej innowacyjnego charakteru. Do takich źródeł należy przyszłość i obecne proporcje na pewno zmienią się na ich korzyść.

Krajowy system nie jest jeszcze gotowy do przyjęcia na większą skalę energii ze źródeł rozproszonych. Kiedy go projektowano i budowano nikt nie miał pojęcia o takiej energetyce. Dziś mamy inną sytuację i do nowych potrzeb trzeba będzie dopasować całą sieć.

Na ile polski system energetyczny spełnia obecnie wymogi, jakie niesie ze sobą rozwój rozproszonej energetyki odnawialnej?

OZE możemy podzielić na dwie części: jedną są źródła przyłączane do sieci średnich, wysokich i najwyższych napięć (obecnie głównie farmy wiatrowe), drugą zaś energetyka prosumencka przyłączana do sieci niskiego napięcia.

Z perspektywy większych źródeł potrzebna jest generalnie modernizacja sieci, głównie wysokich napięć, aby można było przesyłać większe wolumeny energii. Sieć musi nie tylko dostarczać energię z dużych elektrowni do odbiorcy, ale też odbierać ją z powstających coraz liczniej źródeł rozproszonych. Niezbędnym działaniem jest, obok modernizacji sieci dystrybucyjnej, wzrost liczby połączeń z siecią PSE, aby zwiększyć możliwość oddawania nadwyżek mocy do krajowego systemu. I wreszcie, potrzebna jest również rozbudowa samej sieci przesyłowej, tak żeby coraz większa produkcja w sieciach dystrybucyjnych nie powodowała zaburzeń w funkcjonowaniu całego systemu.

Inne ograniczenia i wyzwania występują na niższych poziomach napięć, tam gdzie instalowana ma być energetyka prosumencka. Sieci niskiego napięcia są bardzo zróżnicowane, jeżeli chodzi o ich przygotowanie do przyjęcia większej liczby małych źródeł. Przeprowadziliśmy analizy, z których wynika, że przyłączenie nawet kilku lokalnych mikroźródeł na poziomie jednego obwodu, bez wdrożenia odpowiednich rozwiązań technicznych, może negatywnie wpłynąć na parametry energii i prowadzić na przykład do uszkodzeń urządzeń elektrycznych naszych klientów. Instalując ogniwa fotowoltaiczne lub małe turbiny wiatrowe w większej liczbie, bardzo łatwo można wywołać zaburzenia w sieci zaprojektowanej pod kątem określonego poziomu odbioru energii. Z problemami tymi boryka się energetyka w krajach, w których następuje dynamiczny rozwój energetyki prosumenckiej. Są one eliminowane głównie poprzez stosowanie rozwiązań z obszaru inteligentnych sieci elektroenergetycznych, dzięki którym można lepiej zarządzać nie tylko odbiorem energii, ale też rozproszonym wytwarzaniem. Kluczowym elementem tych sieci są liczniki inteligentne, które pozwalają nie tylko na zdalne monitorowanie poziomu zużycia energii elektrycznej, ale również na bieżące informowanie o poziomie produkcji w mikroźródłach. Umożliwiają one również pomiary parametrów jakości energii, która będzie narażona na zakłócenia w wyniku rozwoju mikrogeneracji. Niezbędne są także rozwiązania techniczne pozwalające na samą integrację mikroźródła z siecią elektroenergetyczną, które minimalizują negatywny wpływ tych źródeł na pracę sieci. Aby sieć była przygotowania do zmian, które nas czekają, wszystkie te elementy muszą dopiero powstać.

Już dziś bez większych problemów można zainstalować sobie takie małe źródło energii. Istnieją nawet unijne programy wspierające takie inwestycje.

Oczywiście, można zainstalować mikroinstalację na własny użytek. Bariery pojawiają się jednak wtedy, gdy wytwórca chce sprzedać nadwyżki wyprodukowanej energii. Przede wszystkim niezbędne jest przejście dość skomplikowanej, z punktu widzenia indywidualnego odbiorcy, procedury związanej z przyłączeniem do sieci. Bariery mają także charakter prawny i podatkowy. Najprawdopodobniej w najbliższym czasie to się jednak częściowo zmieni, w związku z wdrożeniem małego „trójpaku”. Zgodnie z określonymi tam procedurami – w przyszłości wystarczyć ma zgłoszenie, a operator sieci dystrybucyjnej będzie zobowiązany do przyłączenia mikroźródła do swojej sieci. Dodatkową barierą jest to, że aktualnie chcąc sprzedawać energię, trzeba założyć działalność gospodarczą, uzyskać koncesję na produkcję energii elektrycznej, płacić akcyzę. Przy małej instalacji nie ma możliwości wytworzenia zielonych certyfikatów, które mogą dać dodatkowy zarobek.

W założeniach do dużego „trójpaku” większość tych barier ma zostać usunięta. Produkcja energii elektrycznej z mikroźródeł nie będzie traktowana jako działalność gospodarcza, nie trzeba będzie płacić akcyzy i VAT-u. Spółka zajmująca się obrotem, działająca na danym terenie, będzie miała obowiązek zakupu tej energii po wyższej cenie niż cena sprzedaży dla odbiorcy indywidualnego. Taka sytuacja może spowodować, że rozwój energetyki obywatelskiej może być bardzo gwałtowny. Ważne jest przede wszystkim to, aby tempo tego rozwoju było racjonalne, zarówno z punktu widzenia przygotowania sieci do przyłączania nowych źródeł, jak i ogólnogospodarczych kosztów rozwoju energetyki prosumenckiej – pamiętać bowiem należy, że ostatecznie wszelkie mechanizmy wsparcia finansowane są przez końcowych konsumentów energii. Kluczowy w tym zakresie będzie więc poziom wsparcia. Jego ewentualny brak przez najbliższe lata nie doprowadzi do istotnego rozwoju rynku, ale z kolei jego za wysoki poziom może doprowadzić do zbyt szybkiego i wręcz nieracjonalnego tempa rozwoju, jaki był obserwowany w innych krajach, np. Niemczech, Czechach czy na Litwie.

Ważne jest przede wszystkim to, aby tempo rozwoju OZE było racjonalne, zarówno z punktu widzenia przygotowania sieci do przyłączania nowych źródeł, jak i ogólnogospodarczych kosztów rozwoju energetyki prosumenckiej. Kluczowy w tym zakresie będzie więc poziom wsparcia. Jego ewentualny brak przez najbliższe lata nie doprowadzi do istotnego rozwoju rynku, ale z kolei jego za wysoki poziom może doprowadzić do zbyt szybkiego i wręcz nieracjonalnego tempa rozwoju, jaki był obserwowany w innych krajach, np. Niemczech, Czechach czy na Litwie.

Tak jak wspomniałem wcześniej, rozwój energetyki prosumenckiej będzie poważnym wyzwaniem dla przedsiębiorstw sieciowych. Z tego powodu niezbędna jest intensyfikacja działań w zakresie modernizacji majątku, budowy sieci inteligentnej (w tym instalacji liczników inteligentnych), realizacja projektów badawczych i pilotażowych, wymiana wiedzy i doświadczeń pomiędzy przedsiębiorcami. To już się dzieje.

Rozwój energetyki prosumenckiej będzie poważnym wyzwaniem dla przedsiębiorstw sieciowych. Z tego powodu niezbędna jest intensyfikacja działań w zakresie modernizacji majątku, budowy sieci inteligentnej (w tym instalacji liczników inteligentnych), realizacja projektów badawczych i pilotażowych, wymiana wiedzy i doświadczeń pomiędzy przedsiębiorcami. To już się dzieje.

Energa testuje liczniki inteligentne w trzech miejscach.

Kończymy pierwszy etap projektu, dzięki któremu wdrożyliśmy 100 tys. inteligentnych liczników. Doświadczenia z wdrożenia są pozytywne i w związku z tym aktualnie rozpoczynamy montaż następnych 300 tys. takich urządzeń. Przygotowujemy też kolejny pilotaż polegający na integracji źródeł energetyki rozproszonej z naszą infrastrukturą. Chcemy zobaczyć, jaki jest wpływ dużej liczby mikroźródeł na naszą sieć dystrybucyjną. Głównym obszarem pilotażu jest Półwysep Helski, gdzie dodatkowo zainstalowaliśmy także inne urządzenia sieci inteligentnej pozwalające na poprawę ciągłości zasilania oraz zmniejszenie czasu trwania przerw w dostawie energii.

Istnieje też inny problem, który w przypadku wielu źródeł produkujących w oparciu o słońce czy wiatr, będzie szczególnie dotkliwy – brak odpowiednich możliwości magazynowania.

Obecnie z perspektywy sieci elektroenergetycznej jedynie elektrownie szczytowo-pompowe są w miarę efektywną formą magazynowania energii. Na świecie trwają różne prace badawcze w celu wynalezienia innych sposobów rozproszonego magazynowania, ale dość daleko jest jeszcze do wdrożenia tych rozwiązań na masową skalę. Cała energetyka na to czeka. Będzie to ogromny przełom, który zmieni model funkcjonowania sieci oraz rolę i zachowania poszczególnych uczestników rynku.

Na świecie trwają różne prace badawcze w celu wynalezienia sposobów rozproszonego magazynowania, ale dość daleko jest jeszcze do wdrożenia tych rozwiązań na masową skalę. Cała energetyka na to czeka. Będzie to ogromny przełom, który zmieni model funkcjonowania sieci oraz rolę i zachowania poszczególnych uczestników rynku.

Zastosowanie magazynów energii jest korzystne z wielu powodów. Przede wszystkim umożliwiają one gromadzenie energii w okresach, kiedy jest jej nadmiar, a wykorzystanie w okresie deficytu. Magazyn energii może stanowić źródło rezerwy interwencyjnej w czasie nieplanowanych zmian generacji lub obciążenia, a nawet w czasie awarii sieciowej. To poprawia bezpieczeństwo dostaw energii. Wdrażanie magazynów może stać się jednak w krótkim czasie koniecznością z uwagi na dynamiczny rozwój źródeł rozproszonych. Z tych powodów uważam, że rozpoczęcie budowy infrastruktury rozproszonych magazynów energii powinno być podjęte przez spółki dystrybucyjne już teraz. Inwestycje takie powinny być wynagradzane i ujmowane w taryfach dystrybucyjnych, tak jak tradycyjne inwestycje sieciowe. Dodatkowo powinna zostać stworzona przestrzeń prawna i regulacyjna do świadczenia przez Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD) usług na bazie posiadanej infrastruktury magazynów. Związana z tym jest kwestia przeniesienia części odpowiedzialności za bilansowanie systemu na poziom OSD, poprzez stworzenie tzw. lokalnych obszarów bilansowania.

Jak miałoby wyglądać takie lokalne bilansowanie i jaki byłby cel tych działań?

Można je zdefiniować jako wydzieloną część systemu dystrybucyjnego, w której bieżące wytwarzanie energii jest równoważone z zapotrzebowaniem, w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw i poprawy efektywności energetycznej. Koncepcja lokalnych obszarów bilansowania łączy usługi o charakterze systemowym, realizowane w obszarze sieci dystrybucyjnej, z nowymi rozwiązaniami technicznymi z obszaru wytwarzania, magazynowania i sterowania siecią dystrybucyjną. Usługi te mogą być oferowane przez OSD na rzecz Operatora Systemu Przesyłowego, jako wsparcie bilansowania całego systemu elektroenergetycznego. Główne korzyści tej koncepcji to przede wszystkim stworzenie realnych podstaw dla efektywnego rozwoju rozproszonych źródeł energii. Dodatkowo wdrożenie bilansowania lokalnego może prowadzić do ograniczenia szczytowego zapotrzebowania na energię z systemu krajowego. Z jednej strony związane to będzie z rozwojem magazynów energii przyłączanych i zarządzanych z poziomu OSD, a z drugiej – z oddziaływaniem na zachowania odbiorców w ramach programów zarządzania popytem, które wykorzystywać będą funkcjonalności sieci inteligentnej. Dopiero takie połączenie realnie ograniczy „szczyty”, przyczyniając się do poprawy bezpieczeństwa energetycznego.

Lokalne bilansowanie można zdefiniować jako wydzieloną część systemu dystrybucyjnego, w której bieżące wytwarzanie energii jest równoważone z zapotrzebowaniem, w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw i poprawy efektywności energetycznej. Koncepcja lokalnych obszarów bilansowania łączy usługi o charakterze systemowym, realizowane w obszarze sieci dystrybucyjnej, z nowymi rozwiązaniami technicznymi z obszaru wytwarzania, magazynowania i sterowania siecią dystrybucyjną.

Kto ma ponosić koszt modernizacji i adaptacji sieci?

Koszty związane z rozwojem i funkcjonowaniem sieci ponoszone są przez przyłączonych odbiorców energii w formie opłaty za dystrybucję energii elektrycznej, ujętej w taryfie akceptowanej przez Prezesa URE. Skoro więc chcemy i musimy modernizować sieć, to zróbmy to tak, żeby klient na tym skorzystał i żeby zmiany nie wiązały się z nieuzasadnionymi obciążeniami. Jeżeli na przykład inteligentne liczniki spowodują, że obniżymy część naszych kosztów, nasz klient także zapłaci mniej. Nowe usługi, jakie będziemy mogli zaoferować na bazie zmodernizowanej infrastruktury, również powinny się przełożyć na oszczędności w takim całościowym ujęciu. To samo dotyczy inwestycji w przygotowanie sieci do jej integracji z mikrowytwarzaniem – jego rozwój będzie prowadził do stworzenia dodatkowych mocy wytwórczych, których brak w perspektywie kilku lat może być ogromnym ryzykiem, i tym samym wiązać się będzie z wysokimi kosztami dla całego systemu elektroenergetycznego. Wprawdzie przyczyni się to do większych nakładów inwestycyjnych i wzrostu części taryfy, która jest z tym związana, to jednak per saldo pozwoli na osiągnięcie korzyści o charakterze ogólnogospodarczym.

Koszty związane z rozwojem i funkcjonowaniem sieci ponoszone są przez przyłączonych odbiorców energii w formie opłaty za dystrybucję energii elektrycznej, ujętej w taryfie akceptowanej przez Prezesa URE. Skoro więc chcemy i musimy modernizować sieć, to zróbmy to tak, żeby klient na tym skorzystał i żeby zmiany nie wiązały się z nieuzasadnionymi obciążeniami. Jeżeli na przykład inteligentne liczniki spowodują, że obniżymy część naszych kosztów, nasz klient także zapłaci mniej. Nowe usługi, jakie będziemy mogli zaoferować na bazie zmodernizowanej infrastruktury również powinny się przełożyć na oszczędności w takim całościowym ujęciu.

Operatorzy telefonii komórkowej wzięli na siebie ciężar budowy całej infrastruktury.

To prawda, że firmy te finansowały budowę własnej infrastruktury, ale jej koszt nie był tak wielki jak wyzwania stojące przed sieciami elektroenergetycznymi. Dodatkowo nie można porównywać modelu biznesowego z obszarów usług telefonii mobilnej i dystrybucji energii elektrycznej. Działalność przedsiębiorstw sieciowych w Polsce, tak jak w wielu innych krajach europejskich, ograniczona jest jedynie do dystrybucji energii i ma charakter monopolu naturalnego. Nie zajmujemy się sprzedażą energii i z tego powodu nie mamy przestrzeni do generowania innych przychodów niż te, które są określone naszą taryfą. W związku z tym nasze przychody są nadzorowane przez niezależnego regulatora – w Polsce jest nim URE.

Problemy techniczne i finansowe to tylko jedna strona medalu. Drugą jest brak regulacji, które zdefiniują nową rolę lokalnych operatorów.

Przede wszystkim trzeba odpowiedzieć na pytanie, czym ma być taki operator. Kiedy poznamy odpowiedź, będzie można dokonać takich zmian w polskim prawodawstwie, aby stworzyć warunki rozwoju. Powoli kończy się okres, w którym przedsiębiorstwa te odpowiadają jedynie za przyłączanie odbiorców do sieci i nieprzerwaną dystrybucję energii. Z roku na rok rośnie znaczenie działań związanych z przyłączaniem rozproszonych, głównie odnawialnych, źródeł wytwarzania energii. To nie wyczerpuje jednak działań, za które mogą, a może nawet powinni, odpowiadać operatorzy. W kontekście widocznych przeobrażeń na rynku, moim zdaniem, przedsiębiorstwa sieciowe powinny wziąć na siebie znacznie więcej zadań niż obecnie i stać się pewnego rodzaju katalizatorem zmian na rynku energii. Za kluczowe uważam trzy obszary – wspomniane już działania związane z magazynowaniem energii oraz świadczeniem przez operatorów usług lokalnego bilansowania, ale także włączenie OSD w podnoszenie efektywności energetycznej u odbiorców.

Powoli kończy się okres, w którym Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych odpowiadają jedynie za przyłączanie odbiorców do sieci i nieprzerwaną dystrybucję energii. W kontekście widocznych przeobrażeń na rynku, moim zdaniem, przedsiębiorstwa sieciowe powinny wziąć na siebie znacznie więcej zadań niż obecnie i stać się pewnego rodzaju katalizatorem zmian na rynku energii. Za kluczowe uważam trzy obszary – działania związane z magazynowaniem energii i świadczeniem przez operatorów usług lokalnego bilansowania oraz włączenie OSD w podnoszenie efektywności energetycznej u odbiorców.

Drugą sprawą jest dostosowanie systemu ustalania taryf do tej wizji. Po pierwsze czekają nas istotne inwestycje, które w dużej mierze muszą być finansowane ze źródeł zewnętrznych. Z tego powodu niezbędny jest stabilny model ustalania taryf dystrybucyjnych w Polsce. Polityka URE w ostatnich latach ma takie znamiona, ale wydaje się, że jest ona zbyt mało osadzona w ramach prawnych, co generuje ryzyko niepewności jej kontynuacji w przyszłości. Zaangażowanie w inteligentne liczniki czy tworzenie elementów inteligentnych sieci wcale nie jest powszechne. Firmy boją się wydawać duże środki w sytuacji, gdy nie ma gwarancji kontynuacji dotychczasowej polityki. Dodatkowo należy dostosować system ustalania taryf do nowych ról, jakie OSD powinni pełnić w przyszłości.

Energa stawia na źródła rozproszone, odnawialne, ale one też mają swoje ograniczenia. Podobnie jak teren, na którym działacie.

Północ Polski jest słabiej zaludniona i ma mniej przemysłu niż południowa część kraju. Mamy bardzo duży majątek, ale jest on znacznie mniej wykorzystywany niż u innych operatorów. Przekłada się to na wyższy jednostkowy koszt naszej działalności w porównaniu do innych OSD w Polsce. Dodatkowym problemem jest fakt, iż na naszym terenie ulokowanych jest najwięcej farm wiatrowych w Polsce. Obecnie ponad 50% wszystkich mocy w tych jednostkach jest przyłączonych do naszej sieci. Dla porównania – nasza dystrybucja to jedynie 17% zużycia energii w Polsce. Jesteśmy zobowiązani na gruncie regulacji Prawa energetycznego do przyłączenia dodatkowo ponad 5.000 MW źródeł wiatrowych do 2020 roku, co oznacza konieczność poniesienia znacznych nakładów na modernizację i rozbudowę naszej sieci. Wszystko to prowadzi do sytuacji, że stawki za usługi dystrybucyjne na naszym terenie będą rosły znacznie szybciej niż w innych częściach kraju.

Można powiedzieć, że w obecnym systemie taryfowym rozwój energetyki wiatrowej w Polsce, w części związanej z przystosowaniem sieci, jest finansowany przez klientów mieszkających na obszarze Energa-Operator. W dłuższej perspektywie jest to nie do zaakceptowania zarówno z punktu widzenia gospodarczego, jak i społecznego. Trzeba szukać nowych rozwiązań w tym zakresie. Jednym z pomysłów może być model wdrożony w Hiszpanii właśnie z powodów problemów związanych ze zróżnicowaniem stawek w związku z rozwojem energetyki wiatrowej. Tam stawki dystrybucyjne pomiędzy operatorami zostały zrównane i funkcjonuje system rozliczeń pomiędzy OSD, wyrównujący różnice w poziomie ponoszonych kosztów i skali realizowanych inwestycji. Myślę, że jest to model dobry również dla Polski.

Można powiedzieć, że w obecnym systemie taryfowym rozwój energetyki wiatrowej w Polsce, w części związanej z przystosowaniem sieci, jest finansowany przez klientów mieszkających na obszarze Energa-Operator. W dłuższej perspektywie jest to nie do zaakceptowania zarówno z punktu widzenia gospodarczego, jak i społecznego. Trzeba szukać nowych rozwiązań w tym zakresie. Jednym z pomysłów może być model wdrożony w Hiszpanii, gdzie stawki dystrybucyjne pomiędzy operatorami zostały zrównane i funkcjonuje system rozliczeń pomiędzy OSD, wyrównujący różnice w poziomie ponoszonych kosztów i skali realizowanych inwestycji. Myślę, że jest to model dobry również dla Polski.

O autorze:

Rafał Czyżewski
prezes Zarządu Energa-Operator S.A.

Od 2011 r. jest prezesem Zarządu Energa-Operator S.A. W Zarządzie spółki od 2008 r. Wcześniej zajmował się wsparciem przedsiębiorstw w prowadzeniu restrukturyzacji; pracował w zarządzie firmy dystrybucyjnej z branży FMCG. W koncernie UTI Worldwide odpowiadał za projekty inwestycyjne w Europie. Członek Zarządu Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej.