W dniu 22 listopada 2024 r. w Zielonej Górze odbyła się XX edycja Konferencji „Energetyka przygraniczna – świat energii jutra”. Poniżej prezentujemy wnioski z tego wydarzenia.
A – Bezpieczeństwo elektroenergetyczne – zagrożenia i wyzwania
1. Problematyczne przyspieszanie wdrażania „zielonego ładu”
Projekt aktualizacji Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK) – 24 wdrażający pakiet Fit for 55 i RRF ( Instrument Odbudowy i Wzmocnienia Odporności) zakłada ambitny scenariusz wg którego Polska ma osiągnąć ok. 56% udziału OZE w produkcji energii elektrycznej już w 2030 r., natomiast do 2040 r. udział paliw kopalnych w produkcji energii elektrycznej ma spaść poniżej 10%.
2. Ocena wystarczalności zasobów
Według oceny wystarczalności zasobów (NRRA), w okresie 2025-2040 standard bezpieczeństwa dla Polski może nie być dotrzymany. Główne ryzyko stanowi trwałe odstawienie bloków węglowych, które od 2025 r. stają się nieopłacalne przy braku wystarczającej liczby nowych inwestycji w inne stabilne źródła wytwórcze, które mogłyby zrównoważyć te ubytki mocy.
3. Zagrożenie ciągłości dostaw energii elektrycznej
Po 2025 r. najpoważniejszym wyzwaniem dla elektroenergetyki w Polsce będzie zagrożenie utrzymania ciągłości dostaw energii elektrycznej. Wynika to z malejących rezerw stabilnych źródeł mocy w systemie i w konsekwencji znacznym uzależnieniu potrzeb bilansowania mocy w oparciu o import.
4. Przyczyny i skutki fluktuacji OZE
Zmniejszanie stabilnej generacji w podstawie powoduje wzrost skutków fluktuacji OZE na prace systemu el. en. Przyczyny fluktuacji OZE obejmują m. in. brak możliwości precyzyjnej prognozy generacji mocy z farm wiatrowych i fotowoltaicznych w dniu poprzedzającym, brak danych o generacji OZE na poziomie nN, ujemne ceny energii i samoodstawienia, redukcje nierynkowe mocy czynnej (ograniczenia bilansowe) oraz ograniczenia sieciowe w generacji.
Skutkiem powyższego jest coraz większa trudność z utrzymaniem jakość energii elektrycznej ( częstotliwość i napięcie), konieczność pokrycia braków generacji mocą z mało elastycznych bloków konwencjonalnych, zaniżanie mocy bloków konwencjonalnych (ich sprawność) i coraz większa awaryjność bloków energetycznych z uwagi na częste uruchamianie i odstawianie jednostek oraz ich pracę ze zmienną mocą. W tym kontekście – duża rola regulacyjna najmniejszych bloków (200+).
5. Potrzeba finansowania zasobów mocy dyspozycyjnej
Aby utrzymać bezpieczeństwo pracy systemu elektroenergetycznego, konieczne jest zapewnienie mechanizmów finansowania zasobów mocy dyspozycyjnej, w tym źródeł wytwórczych, magazynów oraz jednostek redukcji zapotrzebowania.
6. Wyzwania dla Operatorów Systemu Dystrybucyjnego:
Wyzwania obszarowe stojące przed Operatorami Systemu Dystrybucyjnego obejmują interwencyjną dostawę mocy czynnej, interwencyjną regulację mocy biernej na polecenie OSD oraz magazyny energii.
Transformacja energetyczna powoduje konieczność decentralizacji systemu wytwarzania i rozwoju rozproszonych zasobów energii połączonych z nowymi technologiami, co istotnie wpływa na sieć dystrybucyjną, kształtując w ten sposób znaczącą rolę OSD, jako moderatorów rynku.
7. Technologie magazynowania energii elektrycznej
Dostępne technologie magazynowania energii elektrycznej nie dają technicznych i ekonomicznych możliwości realizowania magazynowania dobowego i sezonowego koniecznego do bilansowania krajowego systemu elektroenergetycznego, szczególnie przy źródłach fotowoltaicznych na szerokości geograficznej Polski.
Aktualne dostępne bateryjne technologie magazynowania pozwalają na poprawę skutków fluktuacji OZE i realizację lokalnego bilansowania dobowego. Mogą one być ważnym elementem infrastruktury sieciowej, umożliwiając realizację usług pro jakościowych. Analiza techniczno-ekonomiczna pokazuje, że ta technologia jest też nieefektywna dla magazynowania sezonowego – koniecznego na szerokości geograficznej Polski.
B – Czyste, stabilne i sterowalne źródła energii
8. Energetyka jądrowa– elektrownie wielkoskalowe i małe reaktory modułowe
Koszt budowy elektrowni wielkoskalowych jest nieproporcjonalny do ich mocy, oznacza to, że np. ośmiokrotny wzrost mocy elektrowni jądrowej powoduje jedynie czterokrotny wzrost kosztów budowy.
Jednak czas budowy wielkoskalowych reaktorów jądrowych trwa w założeniu co najmniej dziesięć lat. Ze względu na skomplikowanie i koszty w ostatnim ćwierćwieczu w Europie i USA nie potrafiono sprawnie (zgodnie z planem finansowo-rzeczowym) przeprowadzić budowy wielkoskalowych elektrowni jądrowych w założonym terminie (Flamanville3, Olkiluoto 3, Vogtle 3&4).
Możliwość budowy mniejszych elektrowni modułowej konstrukcji to szansa na przezwyciężenie problemów. Pierwsze modularne elektrownie mogą pojawić się na początku następnej dekady ale dają szanse na znacznie sprawniejszy proces inwestycyjny.
Polska może być beneficjentem rozwoju reaktorów modularnych, jeśli na czas będziemy dysponować lokalizacjami z wszystkimi wymaganymi prawem pozwoleniami środowiskowymi i lokalizacyjnymi, będziemy posiadali kompetencje do oceny ofert i wyboru najlepszej, a oferenci będą mogli przedstawić, przed polskim inwestorem, co najmniej zaawansowaną jednostkę referencyjną.
9. Biomasa i biogaz – biogazownie szczytowe
Polska dysponuje dużym potencjałem produkcyjnym, bazującym przede wszystkim na biomasie ubocznej z rolnictwa oraz bioodpadach z przemysłu rolno-spożywczego, a także dużą powierzchnią upraw polowych.
Polska, z ponad 100 mln ton obornika, jest liderem w UE pod względem liczby „naturalnych biogazowni (każda pryzma obornika jest taką „biogazownią”).
Wykorzystanie obornika do produkcji biogazu pozwala na wytwarzanie energii elektrycznej z ujemną emisyjnością nawet do -0,16 t CO2-e/MWh. Energia elektryczna w KSE ma emisyjność powyżej 0,7 t CO2-e/MWh (najwyższa w UE).
Obecnie wykorzystuje się tylko 0,1% dostępnej masy obornika.
Biogazownie szczytowe III generacji z magazynem energii (w postaci zgromadzonego biogazu) pracujące w okresach braku lub małej emisji źródeł OZE np. 12/24 h mogą być stabilizatorem pracy sieci elektroenergetycznej oraz podstawą dla tworzenia klastrów i spółdzielni energetycznych w gminach.
Możliwość podłączania do sieci elektroenergetycznych biogazowni szczytowych (z magazynem energii) i sterowania nimi przez OSD w skokowy i prawie bezinwestycyjny sposób umożliwi włączanie nowych źródeł wytwórczych z OZE.
C – Ciepłownictwo – wyzwania
10. Klarowna polityka energetyczna:
Ciepłownicy oczekują od decydentów ponadpartyjnego porozumienia dotyczącego długofalowej polityki energetycznej państwa. Potrzebna jest klarowna polityka energetyczna, aby wyłączyć źródła węglowe, zapewniając jednocześnie bezpieczeństwo energetyczne w Polsce. Obecnie trudno jest podejmować decyzje o inwestowaniu w ciepłownictwo mimo nastawienia świata finansowego na dekarbonizację.
11. Kosztowna i długotrwała transformacja energetyczna ciepłownictwa
Transformacja energetyczna będzie kosztowna i długotrwała, ponieważ w wielu średnich i dużych systemach ciepłowniczych nie da się zastąpić, w stosunku 1:1, obecnie przeważającej technologii węglowej inną technologią nieemisyjną, np. odnawialną czy opartą na kotłach elektrodowych lub pompach ciepła.
12. Wysokosprawna kogeneracja
Wysokosprawna kogeneracja ma szansę być jednym z podstawowych elementów w procesie dekarbonizacji polskiej energetyki. Ma swoje miejsce przy wykorzystaniu biopaliw i gazów zeroemisyjnych oraz w systemie magazynów energii elektrycznej i cieplnej.
13. Stabilność wysokosprawnej kogeneracji
Wysokosprawna kogeneracja jest stabilną częścią energetyki. Ustawa o promowaniu wysokosprawnej kogeneracji z 2018 r. reguluje zasady przyznawania premii aukcyjnej dla nowobudowanych jednostek kogeneracyjnych. Zapis o „ujemnych cenach”, uniemożliwiających wsparcie jednostek mimo wygranej aukcji, powoduje spore utrudnienia.
14. Dostosowanie sieci ciepłowniczych
Sieci ciepłownicze muszą dostosować się do nowych regulacji. Wydatki na dekarbonizację do 2030 r. wyniosą ok. 8-10 mld zł. Największe wyzwanie stoi przed właścicielami średnich i małych systemów ciepłowniczych. Dostosowanie się do regulacji bez wsparcia rządowego i jasnej, spójnej polityki jest niemożliwe.
15. Produkcja ciepła z energii elektrycznej
Przedsiębiorstwa ciepłownicze mogłyby produkować ciepło z energii elektrycznej, ale muszą mieć do tego narzędzia. Jednym z przeszkód jest „dyrektywa elektrodowa”, która od 2028 r. wprowadza obligatoryjną definicję zielonej energii. Obecnie produkcja ciepła z energii elektrycznej nie spełnia wymagań tej dyrektywy. Konieczna jest zmiana definicji i uznanie energii cieplnej produkowanej z energii elektrycznej za „zieloną”.
16. Zmiana definicji drewna energetycznego
Zapowiedziana zmiana definicji drewna energetycznego spowoduje, że drewno nie będzie mogło być używane w jednostkach ciepłowniczych. Wymagania dotyczące „zazielenienia ciepłownictwa” są coraz bliżej. Po 2027 r. nastąpi zaostrzenie wymagań emisyjnych. Obecnie w Polsce jest 15% tzw. ciepła zielonego, z czego ponad 90% pochodzi z biomasy. Gdy biomasa zostanie wyeliminowana, nastąpi regres ciepła zielonego do poziomu ok. 1%. Kilkanaście systemów kogeneracyjnych, dzisiaj nazywanych efektywnymi, po 2027 r. nie będzie spełniało wymogów, co skutkuje brakiem możliwości pozyskania pomocy publicznej.
Ponadto systemy ciepłownicze, obecnie uznawane za efektywne, zobowiązane są zachować „efekt trwałości”, a gdy nie będzie to możliwe (z powodu zmian od 2027 r.), będą musiały dokonać zwrotu pomocy publicznej.
D – Elektromobilność – szanse na utworzenie w Zielonej Górze Centrum Rozwoju Elektromobilności
17. Rozporządzenie UE 2023/1804 AFIR i jego oddziaływanie na rozwój elektromobilności w Polsce
Zgodnie z rozporządzeniem UE 2023/1804 AFIR, polska elektromobilność potrzebuje intensywnej rozbudowy sieci energetycznych. W 2025 roku łączna moc stacji ładowania w Polsce powinno wzrosnąć 1,5 razy, w 2030 r. – 6,5 razy, a w 2035 r. – 15 razy.
18. Wsparcie rozwoju elektromobilności w województwie lubuskim:
Spółka Ekoenergetyka-Polska S.A., z siedzibą w Zielonej Górze, zatrudnia ponad 1000 wysoko wykwalifikowanych pracowników. Jest pionierem w dziedzinie elektromobilności i jednym z czołowych producentów infrastruktury ładowania wysokiej mocy, dla pojazdów elektrycznych w Europie.
Wsparcie do stworzenia w Zielonej Górze Centrum Elektromobilności, leży w najlepszym interesie naszego regionu. Działalność Centrum może mieć znaczący wpływ na rozwój gospodarczy województwa. Dlatego niezbędne jest zaangażowanie naszych przedstawicieli w ministerstwach, sejmie, władz wojewódzkich i miejskich oraz różnych interesariuszy w tworzenie przyjaznego środowiska biznesowego dla tej inicjatywy.
Dodatkowym argumentem przemawiającym za umiejscowieniem Centrum w Zielonej Górze jest najwyższe w kraju nasycenie publicznego taboru autobusowego o napędzie elektrycznym w samorządowej stolicy województwa.
Ponadto, zielonogórska spółka MZK jest krajowym liderem i prekursorem transformacji energetycznej w zakresie usług transportowych, posiadającym własne odnawialne źródła energii.
Współpraca obu wymienionych podmiotów może spowodować dodatkową synergię i w ramach Centrum umożliwić realizację nowych, innowacyjnych projektów służących nie tylko lokalnej społeczności.
Należy również podkreślić, że w Zielonej Górze swoją siedzibę ma Polska Izba Rozwoju Elektromobilności skupiająca ekspertów w tej dziedzinie z całego kraju.
Źródło: Lubuskie Towarzystwo na Rzecz Rozwoju Energetyki
