Menu
Patronat honorowy Patronage

Zielona energia utknęła w sieci. Gospodarka będzie tracić

Cable pooling, czyli współdzielenie infrastruktury energetycznej pomiędzy różne źródła wytwarzania energii, oraz linie bezpośrednie - te dwa rozwiązania mogłyby dać silny impuls do rozwoju odnawialnych źródeł energii. Jednak pierwsze z nich znajduje się dopiero w prawnych powijakach, a na drugie mało przychylnym okiem spogląda Urząd Regulacji Energetyki.

Największą barierą dla rozwoju OZE w Polsce pozostaje tzw. ustawa odległościowa, która blokuje rozwój nowych farm wiatrowych. Dzieje się tak za sprawą stosowania zasady 10H, czyli możliwości stawiania wiatraków w odległości nie mniejszej niż 10-krotność wysokości elektrowni w maksymalnym wzniesieniu łopaty wirnika.

Oznacza to, że dla nowoczesnych elektrowni wiatrowych, o wysokości szczytowej 150-180 m, minimalna odległość od zabudowań mieszkalnych wynosi ok. 1500-1800 m. Przyjęta w projekcie nowelizacji ustawy kluczowa zmiana przewiduje, że bezwzględna minimalna odległość pomiędzy wiatrakiem a zabudowaniami będzie wynosić 500 m.

Zobacz też: Budowniczowie wiatraków boją się kolejnego dołka

Projekt nowelizacji ustawy opublikowano w maju 2021 r., ale niedługo później – po wyjściu środowiska Jarosława Gowina z koalicji rządzącej – temat utknął w resorcie rozwoju.

Sprawy ruszyły do przodu dopiero pod koniec ubiegłego roku, gdy ustabilizowało się kierownictwo ministerstwa. Jego szefem został Piotr Nowak, a prowadzenie nowelizacji przejął wiceminister Artur Soboń, który z odcinka górniczego w Ministerstwie Aktywów Państwowych przeniósł się pole samorządowe w resorcie rozwoju. Branża ma nadzieję, że prace nad zmianą przepisów uda się zakończyć nawet w pierwszym kwartale 2022 r.

Jednocześnie sektor energetyki odnawialnej ma dwa inne postulaty, których spełnienie pozwoliłoby przyspieszyć rozwój OZE. Pierwszym jest umożliwienie budowy linii bezpośrednich pomiędzy odbiorcami przemysłowymi a wytwórcami energii odnawialnej. Natomiast drugie rozwiązanie to cable pooling, czyli dopuszczenie współdzielenia infrastruktury energetycznej pomiędzy rożne źródła wytwarzania, np. uzupełnienie farmy wiatrowej o dodatkową fotowoltaikę, co pozwoliłoby wykorzystać istniejące moce przyłączeniowe do budowy nowych mocy.

Za tym pierwszym rozwiązaniem mocno opowiada się też m.in. przemysł energochłonny, który chciałby korzystać z zielonej energii produkowanej w pobliżu fabryk i dostarczanej z pominięciem sieci przesyłowej. Temat linii bezpośrednich ma znacznie dłuższą historię niż cable pooling, więc jemu warto przyjrzeć się w pierwszej kolejności.

Dekarbonizacja w sieci

Dobrze można go zilustrować na przykładzie sektora hutniczego. W maju 2021 r., czyli gdy wydawało się, że liberalizacja zasady 10H jest już tuż-tuż, Hutnicza Izba Przemysłowo-Handlowa oraz Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej wspólnie zaapelowały podczas konferencji „Zielony Ład dla stali” o działania dotyczące przyspieszenia rozwoju lądowych wiatraków.

Poza ustawą odległościową wskazano m.in. na szybszą modernizację i rozbudowę sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, by umożliwić przyłączanie większej ilości nowych mocy. Jak wiadomo nie od dziś, stan i możliwości sieci energetycznych pozostawiają wiele do życzenia.

Zobacz więcej: Czy sieci nadążą za transformacją polskiej energetyki?

Rynek wypatruje nowej fali inwestycji w sieci przesyłowe

Stąd hutnicy i energetycy wskazali też na „umożliwienie stosowania bezpośredniej linii przesyłowej między odbiorcą przemysłowym a wytwórcą OZE, dzięki czemu istotnie zwiększą się możliwości przyłączania dla źródeł odnawialnych”. Zielonej energii, która nie jest obciążona kosztami uprawnień do emisji CO2, przemysł energochłonny potrzebuje, aby móc w przyszłości utrzymać konkurencyjność produkcji.

Obecnie tylko sam sektor hutniczy w Polsce zużywa rocznie ok. 5-6 TWh energii elektrycznej, co stanowi ok. 3,5 proc. krajowego zużycia prądu. Przy obecnej strukturze krajowych mocy wytwórczych takie zużycie przyczynia się do emisji powyżej 4 mln ton CO2.

– Dalsza dekarbonizacja wytwarzania stali będzie wiązać się z rozwojem metalurgii elektrycznej, co oznacza zwiększenie bezpośredniego zapotrzebowania na energię o kolejne 2 TWh. W dalszej kolejności, przejście na technologię DRI (Direct Reduced Iron; bezpośrednia redukcja rudy żelaza – red.) w przypadku połowy produkcji stali w Polsce będzie wiązać się z potrzebą zapewnienia 4,5 mld Nm sześc. wodoru. Do produkcji takich wolumenów wodoru w procesie elektrolizy przy dzisiejszej technologii potrzeba ok. 20 TWh energii elektrycznej – wyliczyli eksperci HIPH.

Slajd z prezentacji KGHM, przedstawionej pod koniec października 2021 r. w Sejmie. Fot. KGHM

 

Kryzys energetyczny, który trwa w Europie od ubiegłorocznej jesieni, sprawił, że wysokie ceny energii o wiele szybciej zaczęły mocno dawać się we znaki przemysłowi energochłonnemu niż wynikałoby to z prognozowanych skutków polityki klimatycznej Unii Europejskiej. Pod koniec grudnia 2021 r. pisaliśmy na łamach portalu WysokieNapiecie.pl, że jedna z polskich hut już ogranicza produkcję stali w godzinach, gdy musi kupować prąd po 2 tys. zł/MWh, czyli 10-krotnie drożej niż przed rokiem.

Zobacz więcej: Ceny prądu wstrzymują już pracę hut

Przemysł kontra regulator

Czy polski przemysł energochłonny zachowa swoją konkurencyjność na światowych rynkach w obliczu globalnego wyzwania dekarbonizacji?

Tak brzmiał temat posiedzenia Parlamentarnego Zespołu ds. Energetyki, które odbyło się pod koniec października 2021 r. Uczestniczyli w nim m.in. przedstawiciele KGHM, HIPH oraz Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu, którzy przekonywali, że rozwój OZE – w tym linie bezpośrednie – są konieczne, aby przemysł mógł liczyć na dostęp do tańszej energii.

Zwłaszcza, że okazja, aby to umożliwić, pojawiła się dzięki trwającym od połowy 2021 r. pracom nad nowelizacją Prawa energetycznego i ustawy o odnawialnych źródłach energii. Jako ostatni głos podczas posiedzenia komisji zabierał jednak Rafał Gawin, prezes Urzędu Regulacji Energetyki, który nie podzielał opinii swoich przedmówców.

– System ma swoje koszty i pewnie będzie miał ich jeszcze więcej, bo musi ulegać rozbudowie i przekształceniom. Nasza wątpliwość sprowadza się do tego, jak zagwarantować odpowiednią równowagę pomiędzy tym, że przyczyniając się do poprawienia konkurencyjności przedsiębiorstw i gospodarki mielibyśmy się godzić na to, aby przerzucać część kosztów systemu na innych odbiorców – stwierdził Gawin mówiąc o liniach bezpośrednich.

– Z naszego punktu widzenia jest to trudne do akceptacji. Uważamy, że koszty systemu energetycznego powinny być dystrybuowane w sposób sprawiedliwy. Poszukiwanie rozwiązań sprowadzających się do braku ponoszenia kosztów systemu to chyba nie jest najwłaściwszy kierunek. Chyba, że systemowo ustawodawca uzna, że jest to wyższa konieczność w celu zapewnienia konkurencyjności gospodarki – dodał.

Brak zrozumienia

Jak wyjaśnia w jednym z komentarzy kancelaria prawna Dentons, zgodnie z obecnym stanem prawnym, w toku procesu inwestycyjnego dla linii bezpośredniej, przed wystąpieniem z wnioskiem o pozwolenie na budowę, koniecznie jest uzyskanie zgody Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

– Przy wydawaniu zgody regulator ma obowiązek uwzględniać wykorzystanie zdolności przesyłowych istniejącej sieci oraz odmowę świadczenia usługi przesyłania lub dystrybucji istniejącą siecią. Przesłanki te interpretowane są ściśle, przez co zgody na realizację linii bezpośrednich nie są wydawane – czytamy komentarzu.

– Uzyskanie zgody możliwe byłoby tylko wtedy, gdy zaspokojenie potrzeb danego odbiorcy nie mogło nastąpić za pośrednictwem Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Powoduje to, że modele zakładające wytwarzanie energii w lokalizacji odbiorcy są dopuszczalne tylko o tyle, o ile połączenie z jednostką wytwórczą nie następuje przy użyciu linii bezpośredniej, a w ramach sieci wewnętrznej odbiorcy – czytamy również.

Janusz Gajowiecki, prezes PSEW, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl zaznaczył, że linie bezpośrednie to temat, który ma duże poparcie nie tylko ze strony branży wiatrowej czy przemysłu energochłonnego, ale także m.in. Agencji Rozwoju Przemysłu oraz Polskiej Agencji Inwestycji i Handlu.

– Choć intensywnie przekonujemy stronę rządową, operatorów oraz regulatora do tego rozwiązania, to wydaje się, że nie napotykamy na zrozumienie. Nie należy postrzegać linii bezpośrednich jako ucieczki od partycypowania w kosztach utrzymania systemu elektroenergetycznego – skomentował Gajowiecki.

Slajd z prezentacji KGHM, przedstawionej pod koniec października 2021 r. w Sejmie. Fot. KGHM

 

Jak dodał, popyt na energię ze strony przemysłu będzie rósł m.in. ze względu na jego postępującą elektryfikację, rosnące zapotrzebowanie na chłód technologiczny czy rozwój gospodarki wodorowej. Dlatego linie bezpośrednie będą w stanie jedynie pokryć zwiększone zużycie energii, a nie zastąpić tę, którą przedsiębiorstwa dotychczas pobierały z sieci.

– Mamy nadzieję, że również w Polsce prawo zostanie dostosowane do zapisów unijnej dyrektywy RED II, która dopuszcza stosowanie linii bezpośrednich. To rozwiązanie jest powszechnie stosowane w innych krajach UE. Bez tego polski przemysł energochłonny utraci konkurencyjność z powodu zbyt wysokich kosztów energii elektrycznej – stwierdził Gajowiecki.

Błędne myślenie

Prace nad nowelizacją przepisów dokładnie śledzi Michał Motylewski, radca prawny oraz managing counsel w kancelarii Dentons.

W rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl wskazał, że początkowo prace przebiegały w bardzo dobrym tempie, a także towarzyszyły im wysokiej jakości prezentacje Ministerstwa Klimatu i Środowiska oraz innych uczestników. Jednak od końca października 2021 r. korespondencja z resortem klimatu zamarła.

– Dotychczas najbardziej sceptyczny wobec tego rozwiązania był URE, co nie jest zaskoczeniem. Ta postawa sięga już co najmniej 15 lat. W opinii URE, linia bezpośrednia to obchodzenie szeroko rozumianego systemu elektroenergetycznego. To błędne myślenie, a samo blokowanie rozwoju linii bezpośrednich jest niezgodne z prawem Unii Europejskiej. URE natomiast trafnie wskazuje, że linia bezpośrednia musi być wpisana w cały kontekst funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i to jest dla uczestników rynku zrozumiałe – wskazał Motylewski.

Z drugiej strony, jak wyjaśnił prawnik, unijna dyrektywa rynkowa opisując odbiorców aktywnych wskazuje, że każdy odbiorca może we własnym zakresie wytwarzać energię elektryczną.

– Nie potrzebna jest na to zgoda URE. Odbiorca może nawet zlecić zewnętrznemu podmiotowi wybudowanie i zarządzanie takim źródłem, co nie uczyni z tego podmiotu wytwórcy. Ewentualną nadwyżkę energii odbiorca aktywny może natomiast przekazać do sieci. Pytanie zatem, dlaczego w tym układzie nie może zaistnieć, porównywalne przecież, rozwiązanie w postaci linii bezpośredniej – podkreślił Motylewski.

Slajd z prezentacji KGHM, przedstawionej pod koniec października 2021 r. w Sejmie. Fot. KGHM

 

Jego zdaniem, rolą URE nie jest blokowanie inicjatyw rynkowych w obawie o to, że są jakieś luki w systemie regulacji. Przeciwnie, skoro URE identyfikuje takie luki, to na podstawie dostępnych danych i prognoz powinno opracować propozycje, jak te luki uzupełnić w sposób zrównoważony dla systemu elektroenergetycznego.

– Nie jest więc rolą URE zastępowanie ustawodawcy poprzez blokowanie inicjatyw, które są dopuszczalne zgodnie z przepisami unijnymi od wielu lat. Chciałbym, aby uczestnicy rynku mogli liczyć na URE jako partnera w regulacji rynku energii, który wskazuje ustawodawcy w jaki sposób podmioty korzystające z linii bezpośrednich mogą wpisać się w funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego i w jakim, zrównoważonym stopniu powinny z tego tytułu ponosić koszty utrzymania systemu i bezpieczeństwa dostaw – zaznaczył Motylewski.

Głód energii

W opinii eksperta kancelarii Dentons, argumenty URE wskazujące na to, że dzięki liniom bezpośrednim przemysł chciałby unikać kosztów utrzymania i modernizacji systemu elektroenergetycznego nie są poparte żadną skonkretyzowaną analizą, jak duża byłaby skala wykorzystania tego typu linii.

– Zadajmy sobie pytanie, ile będzie takich sytuacji, w których będzie możliwe i opłacalne poprowadzenie linii bezpośredniej pomiędzy odbiorcą a sąsiednim gruntem? Gruntem, na którym najpewniej przy obecnych regulacjach będzie łatwiej zainstalować fotowoltaikę niż wiatraki. A ta, jak wiadomo, pracuje przede wszystkim wiosną i latem – podkreślił Motylewski.

Dlatego – jak dodał – takie źródło wytwarzania nie będzie w stanie w całości zastąpić tego, co odbiorca pobierał dotychczas z sieci. Zwłaszcza w sytuacji, gdy zapotrzebowanie na moc będzie rosło z uwagi na elektryfikację przemysłu i odchodzenie od technologii związanych z spalaniem paliw kopalnych.

– Zapotrzebowanie na energię elektryczną w gospodarce będzie rosło – nie tylko w Polsce, ale we wszystkich krajach Unii Europejskiej. KE już to dostrzegła, włączając do prac kryterium tzw. dodatkowych mocy (ang. additionality), w ramach którego w niektórych przypadkach dodanie do systemu np. elektrolizerów będzie wymagało powiązania ich z dodatkową, nową instalacją OZE. Stąd linie bezpośrednie łączące źródła OZE z elektrolizerami również będą kluczowe dla konkurencyjnej produkcji zielonego wodoru. Tej perspektywy brakuje w przedstawionej dotychczas argumentacji regulatora – ocenił Motylewski.

Zobacz też: Rusza wyścig po elektrolizery

Czy wobec tego linie bezpośrednie mogą odegrać znaczącą role w przyspieszeniu transformacji energetycznej i zabezpieczeniu dostaw energii?

– Stawiam tezę, że nie ma takiej strategii rozwoju sieci energetycznych, która pozwoli na scentralizowane zaspokojenie dostaw energii elektrycznej w kontekście osiągnięcia neutralności klimatycznej przez Polskę. Wobec tego przykładowe korzystanie z linii bezpośrednich przez przemysł zwiększa bezpieczeństwo energetyczne systemu, częściowo odciążając go – stwierdził Motylewski.

– Mamy więc sytuację, w której odpowiednio wycenione powinno być nie tylko partycypowanie odbiorcy w kosztach przyłączenia do systemu elektroenergetycznego, ale także swego rodzaju usługa podmiotu posiadającego źródło wytwarzania podłączonego linią bezpośrednią, który odciąża w ten sposób system – dodał.

Ślad węglowy będzie ciążył

Pod koniec 2021 r. media obiegła nieoficjalna wiadomość, że Polska najpewniej odpadła z wyścigu o pozyskanie inwestycji koncernu Intel, który planuje wydać w Europie krocie na budowę nowych nowych fabryk półprzewodników. Wśród głównych przyczyn decyzji Amerykanów miał być dostęp do energii elektrycznej oraz polski miks energetyczny, w którym udział OZE wciąż jest mały.

To może być jednak dopiero przedsmak tego, co mogą przynieść skutki przyszłych regulacji UE. Prace Komisji Europejskiej zmierzają bowiem w stronę obowiązku wykazywania przez producentów poszczególnych towarów śladu węglowego.

– Przykładem są toczące się prace nad tzw. rozporządzeniem bateryjnym. W sytuacji, w której miks energetyczny Polski jeszcze przez wiele lat będzie opierać się na węglu, to konkurencyjność towarów produkowanych w naszym kraju będzie ulegać pogorszeniu w stosunku do krajów szybciej dekarbonizujących gospodarkę. Dlatego linia bezpośrednia jest jednym z rozwiązań, które mogą zabezpieczyć dostawy energii z OZE i w prosty sposób obniżyć ślad węglowy polskiego przemysłu – wskazał Michał Motylewski.

Zwrócił też uwagę na to, że linie bezpośrednie stanowią sposób na pozyskanie gruntów pod inwestycje w OZE bez napięć społecznych, gdyż najczęściej te projekty będą dotyczyły nieruchomości przemysłowych lub do bezpośrednio nich przylegających.

Czas na współdzielenie

Przyszłość linii bezpośrednich pozostaje zatem mglista. Jakie są wobec tego perspektywy cable poolingu? Pod koniec 2021 r. PSEW przygotował – wspólnie z ekspertami z branży wiatrowej i fotowoltaicznej – wstępne koncepcje dotyczące tego, jak mogłyby brzmieć uregulowania prawne dla współdzielenia infrastruktury energetycznej przez różne źródła wytwarzania energii.

PSEW konsultował się także ze stowarzyszeniami z krajów, w których to rozwiązanie już działa, czyli w Hiszpanii, Holandii, Portugalii i Danii. Teraz czas na wypracowanie rozwiązań z operatorami sieci oraz innymi uczestnikami rynku energetycznego, a następnie lobbing za umieszczeniem odpowiednich regulacji w aktach prawnych.

– Warte podkreślenia jest to, że nie chcemy w tym rozwiązaniu dyskryminować żadnych technologii. Zatem to współdzielenie mogłoby dotyczyć też m.in. biomasy, biogazowni czy elektrowni wodnych. Niemniej ujemna korelacja prędkości wiatru i natężenia promieni słonecznych daje najwięcej korzyści przy współdzieleniu infrastruktury w przypadku tych technologii. Nie mówiąc już o tym, że fotowoltaika nie pracuje w godzinach nocnych – zaznaczył Janusz Gajowiecki.

Jak zwracał pod koniec listopada 2021 r. uwagę w swoim komentarzu Grzegorz Skarżyński, partner w firmie doradczej Tundra Advisory, pomysł na cable pooling narodził się w Holandii, gdzie – podobnie jak w Polsce – uzyskiwanie warunków przyłączenia do sieci stało się dobrem rzadkim, a tym samym jedną z głównych barier w rozwoju energetyki odnawialnej.

– Z tego rynku pochodzi analiza dotycząca wpływu przyłączenia dodatkowych 5 MW fotowoltaiki do istniejącej 10 MW farmy wiatrowej. Dla tego przypadku konkluzja okazała się zaskakująco pozytywna. Ograniczenia w generacji energii wystąpiły w ciągu 50 dni w roku (najkrótsze 15 minut, najdłuższe 8 godzin), ale łącznie ograniczenia w generacji dotyczyły tylko 1,5 proc. godzin w roku, a przy założeniu, że ograniczenia dotkną tylko fotowoltaiki, to i tak nowa instalacja PV pracowałaby z produktywnością mniejszą o jedynie 2 proc. od zakładanej rocznej produktywności – tłumaczył Skarżyński.

– Adaptując ten przykład do dzisiejszych warunków rynkowych w Polsce, oznaczałoby to dla farmy fotowoltaicznej o mocy 5 MW utratę przychodów w wysokości ok. 40 tys. zł rocznie. Patrząc na te liczby z punktu widzenia kosztów rozbudowy sieci i konieczności budowy odrębnego przyłącza dla tych dodatkowych 5 MW, konkluzja może być tylko jedna: to się powinno opłacać – podkreślał.

Kablowa normalizacja

Szymon Witoszek, dyrektor ds. rozwoju w spółce Onde, który uczestniczy w pracach PSEW dotyczących cable poolingu, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl zwrócił uwagę, że polskie regulacje wspierające OZE nie korespondują z prawem unijnym. Do tego częste przypadki sprzeczności stwarzają ryzyko selektywnego podejścia wynikającego z uznaniowej interpretacji przepisów.

– Rozporządzenia Komisji Europejskiej mają charakter harmonizujący wymagania techniczne na terenie Europejskiego Obszaru Gospodarczego i stanowią element integracji systemowej. Przepisy muszą być zatem rozumiane w ten sam sposób w każdym kraju członkowskim. Dlatego propozycje, które przygotowujemy w PSEW, koncentrują się przede wszystkim na sposobach normalizacji krajowych przepisów dotyczących OZE, aby uniknąć sprzeczności z Europejskimi Kodeksami Sieci – wyjaśnił Witoszek.

Dodał, że branża postuluje, aby pierwszym krokiem do cable poolingu była możliwość deklarowania mocy przyłączeniowej przez wnioskującego w odniesieniu do rzeczywistych możliwości całej elektrowni.

– Aktualnie przyjęta praktyka, wiążąca moc przyłączeniową oraz moc znamionową urządzeń wytwórczych, nie uwzględnia szeregu czynników, takich jak: lokalizacja, konfiguracja sprzętowa, czy zdolność do regulacji mocy. Liczą się tylko tabliczki znamionowe. Prowadzi to do nierównego traktowania niektórych technologii i projektów – wskazał Witoszek.

– Oczywisty powinien być fakt innego sposobu znamionowania turbin wiatrowych, modułów fotowoltaicznych i generatorów synchronicznych. Urząd Regulacji Energetyki słusznie zauważył w informacji 2016/44, że moce zainstalowane elektryczne nie odzwierciedlają mocy przyłączeniowej ani osiągalnej – dodał.

Ta zmiana, jak podkreślił Witoszek, umożliwiałaby wprowadzenie większej ilości energii z OZE bez zwiększenia mocy przyłączeniowej – poprzez optymalizację mocy zainstalowanej powiązanej z parametryzacją urządzeń.

Przykładowo instalacja fotowoltaiczna o mocy zainstalowanej elektrycznej 1 MWp, w układzie wschód-zachód, mogłaby – bez generowania istotnych strat – funkcjonować z limitem mocy przyłączeniowej 0,65 MW. Zwiększyłoby to stopień wykorzystania przyłącza z ok. 950 do 1400 godz. rocznie oraz ustabilizowało generację przy natężeniu promieniowania większym niż 700 W/m kw.

Słońce uzupełni wiatr

Jak podkreślił dyrektor Witoszek, rozerwanie zależności pomiędzy urządzeniami wytwórczymi a mocą przyłączeniową ułatwi również działanie instalacjom hybrydowym, czyli korzystającym z różnych rodzajów energii pierwotnej. Zdaniem branży, dla operatora systemu istotne powinny być osiągalne parametry techniczne całej elektrowni, weryfikowane w procesie testowania, a nie karty katalogowe urządzeń.

– W przypadku profili generacji energetyki wiatrowej i słonecznej istnieje duża ujemna korelacja, zarówno sezonowa jak i dobowa, co pozwala tym źródłom się uzupełniać. W rzadkich sytuacjach, gdy oba źródła pracowałyby z dużą mocą, elektrownia byłaby w stanie dokonać automatycznej limitacji. Zdolność taka już dziś jest wymagana i weryfikowana przez operatorów systemów elektroenergetycznych – wyjaśnił Witoszek.

Propozycje grupy roboczej przy PSEW zostały uzupełnione opracowaniami technicznymi (m.in. prof. Piotra Kacejki i dr Marka Wancerza z Politechniki Lubelskiej) wskazującymi na zalety łączenia źródeł o innych profilach generacji.

Instalacje wiatrowa i fotowoltaiczna o identycznych mocach zainstalowanych mogą współdzielić efektywnie przyłącze stanowiące zaledwie 50-60 proc. sumy ich mocy zainstalowanej. Takie połączenie pozwoli istotnie zwiększyć stopień wykorzystania mocy przyłączeniowej (tj. stosunek wprowadzonej energii do mocy zainstalowanej) oraz ograniczyć ryzyko wahań mocy ze względu na niewielkie ryzyko występowania jednocześnie zdarzeń ograniczających ilości energii wiatru i promieniowania słonecznego.

Analiza techniczna podkreśla również fakt lepszego wykorzystania infrastruktury elektroenergetycznej, która w przypadku źródła jednego typu jest obciążona szczytowo zaledwie kilkaset godzin w roku.

To nie rewolucja

Jak zapewnił Szymon Witoszek, branża OZE nie chce być zagrożeniem dla systemu elektroenergetycznego, a jej postulaty nie mają rewolucyjnego charakteru.

– Wskazujemy kierunek, w którym poszło wiele krajów w Europie Zachodniej, aby wypełnić zobowiązania wynikające z Polityki Energetycznej UE. Cable pooling, obok DSR (usługa redukcji zużycia energii elektrycznej przez odbiorców – red.), stanowi najtańsze i najprostsze do wprowadzenia rozwiązanie zwiększające elastyczność systemu elektroenergetycznego. Ostrożne szacunki dla cable poolingu to 3-4 GW nowych mocy w ciągu 36 miesięcy, przy relatywnie niewielkich inwestycjach w infrastrukturę dystrybucyjną i przesyłową – wskazał Witoszek.

Jak dodał, instalacje przetwarzające energię z różnych źródeł zyskałyby również dodatkową wartość regulacyjną dla systemu elektroenergetycznego poprzez zwiększenie dyspozycyjności mocy i zdolności do szybkiej redukcji obciążenia. Zwłaszcza, że elektrownie słoneczne charakteryzują się krótszymi czasami dostosowania punktu pracy niż farmy wiatrowe.

Cable pooling to również swego rodzaju repowering starszych farm wiatrowych przy pomocy fotowoltaiki. Instalacje mogą wspierać system elektroenergetyczny poprzez szereg funkcji związanych ze zdolnością do regulacji mocy czynnej i biernej, którą realizować będzie dla całego obiektu odpowiednio zaprojektowana instalacja fotowoltaiczna.

Ponadto przez cable pooling można poprawić dyspozycyjność i sterowalność instalacji o zmiennym profilu generacji, niezależnie od tego, z jakich źródeł wytwarzania będą się składać. Można też rozważyć wykorzystanie tego rozwiązania do instalacji magazynów energii wspierających OZE. Ekspert Onde zwrócił uwagę, że w tym aspekcie istnieje jednak problem wynikający z utożsamiania elektrowni z urządzeniami, którego źródeł należy szukać w ustawie o OZE.

– Postulowane zmiany nie wprowadzają rewolucji technicznej, rozdzielają jedynie moc zainstalowaną, która służy celom statystycznym, od mocy osiągalnej, która ma praktyczne znaczenie dla działania systemu elektroenergetycznego – podsumował dyrektor Witoszek.

Tydzień Energetyka: PGNiG podwyższa i obniża ceny gazu; Ustawa zamrozi taryfy gazowe; Gazprom chce podwyżki cen gazu; Górnicy dostali co chcieli; Międzynarodowa Agencja Energetyki o wzroście produkcji energii z węgla w Europie.
PKN Orlen zamierza spełnić warunki Komisji Europejskiej dotyczące fuzji z Lotosem. Przedstawił czterech partnerów, którzy mają przejąć część działalności Grupy Lotos. Transakcja oznaczać będzie duży napływ saudyjskiej ropy na polski rynek i zmiany w strukturze rynku. W zamian Orlen liczy na innowacje w petrochemii i niskoemisyjnych technologiach, zwłaszcza w wodorze.
Technologie wspiera:
Materiał Partnera
O jakościowym i ilościowym kroku w kierunku rozwoju elektromobilności w Polsce mówią przedstawiciele TAURONA Nowe Technologie (TNT) w kontekście uruchomienia programu dopłat do budowy stacji ładowania aut elektrycznych. Spółka od kilku lat rozwija własną sieć ładowarek, świadczy też usługi ich sprzedaży i montażu na rynku biznesowym.
Elektromobilność napędza:
Technologie wspiera: