Minister Klimatu i Środowiska Anna Moskwa, prezentując założenia znowelizowanej Polityki Energetycznej Państwa do 2040, stwierdziła, że przy założeniu racjonalnego wzrostu w 2030 r. w Polsce może funkcjonować 27 GW mocy w fotowoltaice. W 2040 r. może to być aż 45 GW. Niektóre ośrodki analityczne wskazują, że energetyka słoneczna może nam dać nawet 58 GW już w 2030 roku. Na kilka dni przed Kongresem PV, organizowanym przez Polskie Stowarzyszenie Forowoltaiki, warto poznać kluczowe wyzwania, przed którymi stoi branża.
Zielona transformacja europejskiej gospodarki oraz wynikające z niej zapotrzebowanie na zieloną energię wywołało popyt na energetykę słoneczną. Według Danych „Barometru fotowoltaicznego” przygotowanego przez Eurobesrv’er moc zainstalowana w wielkoskalowych farmach fotowoltaicznych w Unii Europejskiej wzrośnie z obecnych 195,4 GW do ok. 600 GW w roku 2030.
Polska jest w tej chwili szóstym – pod względem zainstalowanej mocy rynkiem fotowoltaicznym w Europie. Jednak prawdziwy potencjał można ocenić, porównując dane dotyczące zainstalowanej mocy na głowę mieszkańca. W takim zestawieniu Polska zajmuje dopiero 14 miejsce z 323,7 W na głowę mieszkańca. (Dla przykładu w liderującej w zestawieniu Holandii jest to 1071,5 W, natomiast średnia UE wynosi 437,6). A to w zestawieniu ze stosunkowo niską gęstością zaludnienia pokazuje ogromny potencjał polskiej energetyki słonecznej.
Potencjał fotowoltaiki w Polsce jest więc ogromny. Jednak równie istotne są bariery, z którymi inwestorzy w branży PV spotykają się, prowadząc codzienną działalność operacyjną.
Odmowy zmorą inwestorów
W ubiegłym tygodniu poznaliśmy sprawozdanie prezesa URE, w którym padły dane dotyczące odmów przyłączeń do sieci nowych instalacji OZE. Wynika z niego, że w ubiegłym roku OSD zgłosiły ponad 7 tys. odmów wydania warunków przyłączenia na łączną moc 51 059 MW. Dane te pokazują skalę niedoinwestowania infrastruktury przesyłowej.
– Potrzebujemy kompleksowej rewizji podejścia do zarządzania rozwojem sieci, zaczynając od aktualizacji założeń dotyczących tempa transformacji energetycznej, która zachodzi znacznie szybciej niż to przyjęto w obecnie obowiązujących dokumentach strategicznych. Bardzo ważne będzie również połączenie reform służących wzrostowi finansowania inwestycji sieciowych ze zmianami organizacyjnymi na rzecz poprawy transparentności podejmowania decyzji w tym zakresie. Nie możemy też zapominać o potrzebie dopasowania przestarzałej struktury taryf opierającej się na założeniu o centralizacji wytwarzania oraz pasywnym odbiorcy energii do nowej rzeczywistości, w którym mamy do czynienia z dużym rozproszeniem źródeł, a także możliwościami magazynowania oraz elastycznego dopasowywania popytu do bieżącej sytuacji w systemie – komentują Aleksander Śniegocki, prezes Zarządu Instytutu Reform.
Rozwiązaniem problemu przeciążonej sieci ma być wprowadzenie do polskiego prawa energetycznego instytucji Cable Pooling, czyli wykorzystanie jednego pozwolenia do podłączenia kilku różnych instalacji wytwórczych. W ten sposób, wykorzystując jedno przyłącze, można połączyć np. farmy wiatrowe i elektrownie słoneczne, które znajdują się blisko siebie. Rozwiązanie z powodzeniem funkcjonuje m.in. w Holandii.
– Inwestycje w sieć to jednak nie wszystko – zauważa Szymon Witoszek, Wiceprezes Zarządu Polskiego Stowarzyszenia Fotowoltaiki. – Nawet przy obecnym stanie infrastruktury dystrybucyjnej i przesyłowej są w niej pewne rezerwy, które można by w prosty sposób wypełnić zieloną energią. Przede wszystkim podstawowym kryterium przy decyzjach przyłączeniowych jest ocena wpływu mocy planowanych instalacji OZE na sieć elektroenergetyczną. Ocena ta powiązana jest jednak z często z parametrami znamionowymi urządzeń i w praktyce nieosiągalna lub osiągalna zaledwie przez kilkadziesiąt godzin w roku (w przypadku PV). Stosowane przez OSD metody oceny wniosków są rozsądne w odniesieniu do energetyki konwencjonalnej. Jednak w przypadku źródeł odnawialnych, w szczególności słonecznych, mamy do czynienia z zarezerwowaniem mocy przez tysiące godzin rocznie, kiedy takie instalacje pracują znacznie poniżej swoich mocy maksymalnych i przyłączeniowych. W efekcie dochodzi do zablokowania potencjału rozwoju nowych OZE ze względu na nieelastyczne procedury operatorów oraz ograniczone możliwości współdzielenia zasobu jakim jest moc przyłączeniowa. – komentuje Witoszek
Koegzystencja oparta na zaufaniu
Producenci energii i operatorzy sieci są skazani na koegzystencję. Może jednak ona opierać się na współpracy i zaufaniu.
– Producenci potrzebują usług dystrybucji oraz przesyłu i wzajemnie, odejście od centralnej energetyki wymuszą współpracę z prywatną energetyką rozproszoną. Jednak relacje między tymi podmiotami muszą być oparte na partnerstwie i zaufaniu. Wszak obu stronom chodzi o dostarczenie Polakom taniej energii elektrycznej i zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego kraju. Zarówno inwestorzy, jak i operatorzy sieci dysponują instrumentami pomiarowymi, a także technicznymi narzędziami pozwalającymi na płynne sterowanie generacją nawet z niewielkich elektrowni OZE. W przypadku nadprodukcji energii istnieje więc możliwość wyłączenia części – czy w ekstremalnych przypadkach – całej elektrowni. Tak więc zastąpienie w analizach technicznych mocy przyłączeniowych mocami wynikającymi z faktycznych zdolności poszczególnych elektrowni OZE nie zachwieje stabilnością systemu energetycznego. Konieczne są jednak transparentne zasady wykorzystania zasobów związanych chwilowymi ograniczeniami mocy. Wytwórcy chcą aktywnie przyczyniać się do bezpieczeństwa systemu, muszą być jednak świadomi kosztów, które będą się z tym wiązały. – dodaje Szymon Witoszek.
Szerzej na te tematy podyskutujemy podczas zbliżającego się Konresu PV. Największe wydarzenie branży fotowoltaicznej rozpocznie się już 30 maja w warszawskim DoubleTree by Hilton.
Program i informacje www.kongresem.pl
