Kubów: Transformacja energetyczna po polsku (ROZMOWA)
Transformacja energetyki w kierunku nisko lub bezemisyjnej musi być przeprowadzana przy kosztach akceptowalnych przez społeczeństwo. Należy bowiem pamiętać, że transformacja energetyki stanowi dla obywateli dodatkowy koszt, a jej przyspieszenie może oznaczać zwiększenie i tak ogromnych nakładów finansowych. Dlatego przeprowadzenie koniecznych i ogromnych zmian odbywa się w perspektywie długoterminowej, a nie z dnia na dzień – mówi wiceminister Krzysztof Kubów, sekretarz stanu w Ministerstwie Energii, w rozmowie z BiznesAlert.pl.
BiznesAlert.pl: Wszystkie państwa Unii Europejskiej muszą osiągnąć neutralność klimatyczną do 2050 roku. To znaczy, że zostanie przeprowadzona głęboka transformacja energetyki. Czy jesteśmy w Polsce gotowi na taką transformację?
Krzysztof Kubów: Polska zrobiła dość dużo, aby zbliżyć się do standardów krajów Europy Zachodniej w dziedzinie udziału energii ze źródeł odnawialnych w ogólnej konsumpcji energii elektrycznej. Ze względu na charakter zasobów surowcowych, stanowiących bazę polskiej elektroenergetyki, oraz na możliwości finansowe zarówno budżetu państwa, jak i podmiotów rynkowych, transformacja energetyki w kierunku nisko bądź bezemisyjnej musi być przeprowadzana przy kosztach akceptowalnych przez społeczeństwo. Należy bowiem pamiętać, że transformacja energetyki stanowi dla obywateli dodatkowy koszt, a jej przyspieszenie może oznaczać zwiększenie i tak ogromnych nakładów finansowych. Stąd przeprowadzenie zmian odbywa się w perspektywie długoterminowej, a nie z dnia na dzień. Jeszcze raz podkreślę, że taka transformacja musi odbywać się stopniowo, ponieważ wymaga czasu oraz wytężonej pracy wszystkich stron zainteresowanych jej dokonaniem. Rolą rządu jest taka stymulacja działań, by transformacja przebiegła w sposób racjonalny, opłacalny oraz maksymalnie neutralny dla całego społeczeństwa. Wymaga to nie tylko nakładów finansowych na infrastrukturę, ale też zmiany zachowań i przyzwyczajeń po stronie ludzkiej. Czyli po stronie odbiorców energii. Dotyczą one zarówno konsumpcji energii, jak i jej oszczędzania. Świadomość tego, iż każdy z nas, we własnym zakresie i otoczeniu może wytwarzać i zużywać energię elektryczną na własne potrzeby, a także sprzedawać ją na zewnątrz, będzie stanowiło o sukcesie tej drogi.
Jak można ocenić nasz start do tej transformacji?
Wiele działań zostało już wykonanych. Dużą nadzieję budzi zainteresowanie społeczne związane z wytwarzaniem i magazynowaniem energii w mikroinstalacjach, we własnym domu bądź miejscu pracy. Program „Prosument”, wsparty dodatkowo programem „Mój Prąd”, przyczyni się do szybkiego przyrostu liczby tych instalacji w Polsce. Będą one także sprzyjały lokalnemu wytwarzaniu i konsumpcji energii dzięki klastrom energii oraz spółdzielniom energetycznym, które ułatwią rozpowszechnianie rozproszonej generacji energii. Warto zwrócić uwagę, że w przyjętej przez Sejm 19 lipca 2019 roku, nowelizacji ustawy z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii, znalazł się pakiet przepisów rozszerzających definicję prosumenta oraz promujących rozwój spółdzielni energetycznych. Po wejściu w życie tych rozwiązań, definicja prosumenta zostanie poszerzona o przedsiębiorców. Jednak pod jednym warunkiem – wytwarzanie energii elektrycznej nie może dominować w działalności danego przedsiębiorstwa. Również spółdzielnie energetyczne oraz ich członkowie będą mogli korzystać z systemu opustu, dedykowanego dotąd wyłącznie prosumentom w dotychczasowym brzmieniu art. 27a ustawy o OZE. Oba te rozwiązania powinny przyczynić się do zintensyfikowania rozwoju energetyki rozproszonej.
Jaka jest rola w transformacji energetyki klastrów energii?
Zdaniem Ministerstwa Energii, klastry energii są głównym instrumentem lokalnego rozwoju OZE. Formalnie definicja klastra energii została wprowadzona do polskiego porządku prawnego w 2016 roku. Pomysł wprowadzenia i rozwoju koncepcji klastrów energii w Polsce spotkał się z bardzo dużym zainteresowaniem nie tylko ze strony sektora energetyki rozproszonej, ale przede wszystkim lokalnych społeczności. Rozwój klastrów energii zapewni stabilne dostawy energii i samowystarczalność energetyczną na poziomie powiatu, gminy oraz pojedynczej miejscowości. Skuteczność klastrów zależy od racjonalnego i efektywnego wykorzystania lokalnego potencjału: innowacji i przedsiębiorczości na danym obszarze. Według założeń ME, klastry energii w przyszłości staną się narzędziem polityki rozwoju regionalnego wykorzystywanym w ramach kontraktów terytorialnych jednocześnie przyczyniając się do realizacji krajowych celów OZE i będą wpływać na politykę energetyczną kraju.
Ministerstwo Energii przeprowadziło w latach 2017-2018 dwa konkursy na Certyfikat Pilotażowego Klastra Energii. Do pierwszej edycji konkursu zgłoszono 115 inicjatyw z 15 województw – przyznano 33 certyfikaty; do drugiej zgłoszono 84 inicjatywy z 14 województw – przyznano także 33 certyfikaty. Razem wyłoniono 66 najlepszych inicjatyw.
Jednocześnie Ministerstwo Energii dostrzega konieczność doprecyzowania zapisów regulujących działalność klastrów energii, które stworzyłyby optymalne warunki ekonomiczne, prawne i organizacyjne dla tego typu innowacyjnych przedsięwzięć. Realizacji powyższego celu służyć mają między innym: realizacja projektu „KlastER – Rozwój energetyki rozproszonej w klastrach energii” od lutego 2019 roku ( prowadzony wspólnie z AGH i NCBJ w ramach strategicznego programu GOSPOSTRATEG finansowanego przez NCBR), oraz analizy opracowywane w ramach programu „Przygotowanie koncepcji wdrożenia klastrów energii”, finansowane w ramach Programu Operacyjnego Pomoc Techniczna 2014-2020. W ramach Projektu KlastER odbywają się warsztaty oraz seminaria mające na celu wypracowanie odpowiednich zmian legislacyjnych, które uwzględnią interesy uczestników dynamicznie zmieniającego się rynku energetyki rozproszonej.
Departament Energii Odnawialnej i Rozproszonej ME utrzymuje stały kontakt z przedstawicielami Pilotażowych Klastrów Energii. Jest to m.in. kwartalny monitoring rozwoju klastrów oraz projektów realizowanych w ich ramach. Na tej podstawie zidentyfikowano potencjał znajdujący się w Certyfikowanych Klastrach Energii. Łączna potencjalna moc w źródłach istniejących i planowanych w ramach Certyfikowanych Klastrów Energii to ok. 1790 MW, z czego ponad 730 MW to moce w źródłach stabilnych i sterowalnych. Wspomniana łączna zadeklarowana moc to: fotowoltaika – 732 MW; wiatr – 314 MW; woda – 363 MW; biogazownie – 83 MW; kogeneracja – 277 MW; geotermia – 10 MW. Należy wspomnieć, iż część z tych instalacji już funkcjonuje. Rola energetyki rozproszonej będzie nieustannie rosła.
Czy znajdzie się zatem miejsce dla biogazu i innych bezemisyjnych źródeł stabilnych?
Biogazownie to źródła wytwórcze o dużej uniwersalności z punktu widzenia możliwości wytwarzania różnych rodzajów energii – energia elektryczna i ciepło. Produkowanie gazu oraz możliwości zagospodarowywania odpadów zarówno komunalnych, jak i pochodzących z przemysłu rolno–spożywczego. To ostatnie oznacza uniknięcie emisji metanu, który powoduje 21 krotnie większy efekt cieplarniany niż CO2.
Obecnie mamy w Polsce 308 instalacji biogazowni o łącznej mocy 240 MW, z czego biogazownie rolnicze to 96 instalacji o mocy 103 MW.
Kluczowe dla biogazowni są zmiany wprowadzone przez uchwaloną przez Sejm 19 lipca 2019 roku nowelizację ustawy o odnawialnych źródłach energii i niektórych innych ustaw. Zmiany te polegają na wprowadzeniu rozwiązań prawnych i rozliczeniowych mniej sformalizowanych i restrykcyjnych jak w systemie aukcyjnym. Są to dwa mechanizmy – pierwszy: „feed-in tariff (FIT)” – gwarantowana cena sprzedaży wprowadzonej do sieci energii elektrycznej dedykowana wytwórcom w instalacjach wykorzystujących hydroenergię, biogaz i biogaz rolniczy, o mocy zainstalowanej mniejszej niż 500 kW. I drugi – „feed-in premium (FIP)” – gwarantowana premia do sprzedaży wprowadzonej do sieci energii elektrycznej, dedykowana wytwórcom w instalacjach OZE wykorzystujących hydroenergię, biogaz i biogaz rolniczy o mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 500 kW i nie większej niż 1 MW (prowadzone są prace nad rozszerzeniem zakresu do poziomu 2,5 MW).
Mechanizmy FIT i FIP wprowadzono w życie z dniem 14 lipca 2018 roku z myślą o mikro- i małych przedsiębiorcach. Obecne prace nad rozszerzeniem FiP na biogazownie większe niż jeden 1 MW mocy zainstalowanej są odpowiedzią ME na wnioski przedstawicieli branży biogazowej i Ministerstwa Rolnictwa i Rozwoju Wsi. Argumentują oni, że rozszerzenie FIP wesprze rozwój biogazowni na terenach wiejskich. Będzie to możliwe po uzyskaniu pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej co do zgodności powyższego środka pomocowego z rynkiem wewnętrznym.
Na szczególną uwagę zasługuje propozycja wykorzystania biometanu wytwarzanego z biogazu do produkcji paliw ciekłych w krajowych rafineriach. Prace w tym zakresie podjęto w ramach powołanej przy ME grupy roboczej, w skład której wchodzą eksperci z branży. Celem jest zapewnienie poziomu 700 mln m3 tego biokomponentu, co pozwoliłoby w 2030 roku uzyskać dodatkowe 4 procent energii w transporcie, zaliczanej do celu w zakresie obowiązkowego udziału biopaliw zaawansowanych. Zaproponowane rozwiązanie stanowi równocześnie szansę na rozwój krajowej gospodarki związaną z koniecznością budowy kilkuset biogazowni wykorzystujących biodegradowalne surowce odpadowe i angażujące tym samym do współpracy składowiska odpadów komunalnych czy też odpady powstające z zakładach przetwórstwa rolno-spożywczego.
Skuteczne wdrożenie pakietu rozwiązań dla promocji biometanu wymaga skoordynowanych działań kilku resortów. Koordynacja pozwoli na efektywne zagospodarowanie odpadów, oraz wprowadzenie ułatwień przy wtłaczaniu biometanu do gazowej sieci dystrybucyjnej. Ostatecznie przedstawimy w kolejnej nowelizacji ustawy o OZE program wspierający inwestycje w biogazownie wytwarzające biometan.
Mamy program „Mój Prąd”. Jaka jest jego rola?
Program „Mój Prąd” ma za zadanie w znaczy sposób przyspieszyć rozwój domowych, indywidualnych mikroinstalacji fotowoltaicznych w całym kraju. Beneficjentami programu są zamieszkujące domy jednorodzinne/szeregowce osoby fizyczne, które zainstalują nową mikroinstalację. Otrzymają one zwrot części – to znaczy do 50 procent – poniesionych kosztów kwalifikowanych choć nie więcej niż 5 tys. zł. Zakładamy maksymalnie prosty system składania wniosków w formie papierowej np. pocztą lub osobiście w siedzibie NFOŚiGW. Planujemy uruchomienie naboru na początku września. Warto jednak podkreślić, że kwalifikacja kosztów liczy się już od dnia 23 lipca br. (datą poniesienia wydatku jest data opłacenia faktury). Warunkiem otrzymania dofinansowania jest zobowiązanie do utrzymania instalacji przez co najmniej 3 lata.
Sądzimy, że program „Mój Prąd” będzie nowym istotnym bodźcem do rozwoju energetyki rozproszonej, zwłaszcza iż zakładamy przeznaczenie na jego działanie kwoty 1 mld złotych, czyli optymistycznie licząc na przyłączenie około 200 tys. nowych mikroinstalacji.
Warto zauważyć, że w dziedzinie mikroinstalacji notujemy dynamiczny wzrost. Na koniec marca 2019 zainstalowanych było 65 300 sztuk mikroinstalacji o łącznej mocy 415 MW, (wzrost o 22 procent kwartał do kwartału.). Na koniec drugiego kwartału było to już 552,6MW w 85 623 mikroinstalacjach (wzrost o 33 procent względem pierwszego kwartału. W ciągu pierwszego półrocza 2019 roku nastąpił wzrost o 61,2 procent względem końca 2018 roku. Naszym celem jest wzmocnienie tego pozytywnego trendu.
Jakie są perspektywy dla bezemisyjnych dużych inwestycji OZE – np. przyspieszenie budowy morskich farm wiatrowych?
Przeprowadzone w 2018 roku aukcje na energię elektryczną z OZE pozwoliły na zakontraktowanie znaczących ilości energii elektrycznej wytworzonej ze źródeł odnawialnych (m.in. ponad 1100 MW nowych mocy w energetyce wiatrowej i 550 MW nowych mocy z fotowoltaiki).
Uchwalona przez Sejm RP wymieniana już ustawa z 19 lipca 2019 roku o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii i niektórych innych ustaw umożliwi z prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki przeprowadzenie aukcji na zakup energii elektrycznej z OZE w bieżącym roku. Pozwoli to na przyrost mocy w wysokości 3414 MW, z czego 2500 MW w energetyce wiatrowej i 700 MW w fotowoltaice.
Chcemy również maksymalnie wykorzystać potencjał morskiej energetyki wiatrowej w Polsce. W Polsce istnieje potencjał nie mniejszy niż 10 GW mocy zainstalowanej w morskich farmach wiatrowych (MFW), co przełoży się na ponad 40 TWh energii. 13 projektów ma decyzje lokalizacyjne, część z nich posiada już umowy przyłączeniowe.
W ramach prac prowadzonych przez ministerstwo energii przygotowywany jest projekt ustawy o morskiej energetyce wiatrowej. W dalszej kolejności będzie to przedmiotem prac legislacyjnych, w tym szerokich konsultacji publicznych i uzgodnień międzyresortowych. Mam nadzieję, że projekt trafi pod obrady Rady Ministrów jeszcze w tym roku.
Czy w perspektywie tych inwestycji przewidziany jest udział firm zagranicznych?
Firmy zagraniczne z sektora offshore są nieodłącznym elementem występującym w łańcuchu dostaw komponentów do budowy wiatraków na morzu. W Polsce produkowane są niektóre elementy konstrukcji morskich farm wiatrowych (MFW) – takie jak budowa substruktur, pylonów, śmigieł, konstrukcje stalowe. Wytwarzają je firmy z polskim kapitałem. Jednak jeżeli chodzi o serce turbiny, czyli generator wytwarzający energię elektryczną z wiatru, dostawcami są firmy zagraniczne (często mające zakłady produkcyjne na terenie Polski). Udział firm, w szczególności dominujących w tej dziedzinie firm europejskich (niemieckich, duńskich) będzie zapewniony również poprzez obecność na wspólnym rynku Unii Europejskiej, zapewniającym równą konkurencję w ubieganiu się o zlecenia we wszystkich państwach członkowskich. Również w planowanych na Bałtyku MFW udziały już mają koncerny globalne, a zainteresowanie firm ponadnarodowych inwestycjami wiatrowymi na Morzu Bałtyckim systematycznie wzrasta.
Jak ocenia Pan stan oraz potencjał rozwoju energetyki wodnej w Polsce?
Według danych URE na 31 marca 2019 roku w Polsce znajduje się 765 instalacji wykorzystujących hydroenergię. Ich łączna moc zainstalowana wynosi 976,3 MW. Z kolei na koniec 2017 roku łączna roczna produkcja energii elektrycznej w tego typu instalacjach wyniosła ponad 2, 5 TWh/rok.
Co ważne, zdecydowana większość mocy zainstalowanej, to jest 873,1 MW, dotyczy 79 największych instalacji energetyki wodnej. Z kolei większość mocy elektrowni przepływowych w naszym kraju, tj. 684,3 MW, to 10 największych instalacji.
Analizując potencjał elektrowni wodnych na podstawie liczby miejsc możliwych do budowy małej i średniej mocy elektrowni wodnych w Polsce, należy wskazać, że potencjalna moc zainstalowana takich elektrowni oscyluje w granicach 600 MW. Mając natomiast na uwadze duże obiekty, należy wskazać projekt budowy stopnia wodnego na Wiśle, który ma powstać na 708. kilometrze rzeki w miejscowości Siarzewo, a jego częścią ma być hydroelektrownia o mocy ok. 80 MW. Roczna produkcja energii w elektrowni tej wielkości może sięgać 300 000 MWh. Zakończenie inwestycji planowane jest na 2025 rok.
Należy zatem szacować, że do 2025 roku łączna produkcja energii elektrycznej w elektrowniach wodnych może wynosić ok. 3 TWh/rok. Dalszy rozwój hydroenergetyki w naszym kraju powinien natomiast bazować na budowie małych elektrowni wodnych służących zapobieganiu znacznym wahaniom wód i poprawie gospodarki wodnej.
Co sądzi pan o rozwoju źródeł geotermalnych w Polsce?
Zgodnie z założeniami Programu rozwoju wykorzystania geotermii, będącego programem wykonawczym Polityki Surowcowej Państwa, do 2033 roku powinno powstać 14-24 instalacji o mocy 70-240 MW (średnio 10 MW na instalację). Zakładając, że z jednego MW mocy zainstalowanej wytwarza się 12 TJ rocznie, przy powstaniu 14 instalacji, produkcja powinna wynosić ok. 1680 TJ rocznie. Jednakże z uwagi na wysokie koszty realizacji powyższego programu, wybudowanie instalacji geotermalnych stoi pod znakiem zapytania.
Należy także podkreślić, że w latach 2016-2018 NFOŚiGW dofinansował siedem geotermalnych projektów badawczo-rozpoznawczych. Projekty realizowane są w Kole, Turku, Sieradzu, Lądku Zdrój, Sochaczewie, Tomaszowie Mazowieckim i w Szaflarach. Możliwa do uzyskania moc ciepłowni geotermalnych – o ile powstaną w tych siedmiu miejscach – to blisko 60 MW (największa w Szaflarach – ponad 18 MW). Z kolei potencjalna produkcja energii to ok. 700 TJ.
Prognozy rozwoju geotermii w Polsce są moim zdaniem obiecujące. Po realizacji projektów, które otrzymają wsparcie ze środków NFOŚiGW można szacować, że do 2030 roku produkcja ciepła
z geotermii będzie wynosić ok. 2500-2800 TJ i nastąpi jej stopniowy wzrost w kolejnej dekadzie.
Czy wykorzystanie biomasy w Polsce powinno wzrosnąć? Jest duża rzesza przeciwników tej technologii. Argumentują, że biomasa w Polsce jest droga, a jej kontraktowanie w okresach średnioterminowych jest niemożliwe ze względu na brak stabilnego rynku podaży biomasy. Co pan sądzi o toczącej się dyskusji wokół wykorzystania biomasy?
Na te pytania nie można odpowiedzieć jednym zdaniem. Na początku przytoczę kilka danych. Z jednej strony z dostępnych informacji wynika, że sama biomasa pochodzenia rolnego możliwa do zastosowań energetycznych to ok. 7 000 000 ton rocznie. Z drugiej, biorąc pod uwagę uwarunkowania lokalizacyjne, okazuje się, że struktura powierzchniowa upraw, jak również inne czynniki wpływają na konieczność redukcji wskazanego wcześniej potencjału do ok. 50 procent.
Natomiast co do biomasy pochodzenia leśnego, to dostępne jest rocznie ok. 3 500 000 ton w formie świeżej zrębki z drewna energetycznego oraz ok 1 800 000 ton w formie pozostałości poprodukcyjnych (tartacznych, stolarskich oraz drewna rozbiórkowego). Moim zdaniem, istniejący potencjał biomasy powinien być wykorzystany głównie do zaopatrzenia w paliwo nowych elektrociepłowni systemowych. Ze względu na wysokosprawne wykorzystanie paliwa w tych jednostkach, takie wykorzystanie biomasy byłoby najbardziej efektywne.
Jeśli chodzi o rynek biomasy w Polsce, jest on skoncentrowany w głównej mierze na eksporcie pelletu do krajów europejskich takich jak Włochy, Dania, Niemcy, a także Austria. Warto podkreślić, iż z danych docierających do ministerstwa od ekspertów tej branży wynika, iż łączna produkcja pelletu w Polsce kształtuje się na poziomie ok. 1 200 000 ton rocznie. Co ciekawe większość tego pelletu, bo ok. 800 000 ton kierowana jest na eksport. To oznacza, że tylko 1/3 krajowej produkcji trafia do klienta polskiego. W związku z tym działania resortu są skierowane na promocję lokalnego wykorzystania pelletu. Jak to robić? Należy w dalszym ciągu promować wymianę starych pieców rusztowych na nowoczesne źródła opalane pelletem. Pozwoliłoby to na pokrycie całorocznego zapotrzebowania na ciepło w ponad 250 000 gospodarstw domowych. Oceniam, że takie źródło zaopatrzenia w ciepło powinno być wprowadzane tam, gdzie występuje brak możliwości przyłączenia do sieci ciepłowniczej.
Rozmawiała Teresa Wójcik
