Popkiewicz: Klastry. Kierunek dobry, ale metody niekoniecznie
W dyskusji o rozwoju energetyki w Polsce przewija się temat klastrów energetycznych – pisze Marcin Popkiewicz, analityk megatrendów i autor książki „Rewolucja energetyczna. Ale po co?”.
Bazując na lokalnych źródłach energii, w większości odnawialnej, mają zapewniać samowystarczalność energetyczną w oparciu o dostępne na miejscu zasoby (biomasy, wiatru, słońca, wody, odpadów itd.), tworzyć lokalne miejsca pracy, odciążać sieci przesyłowe oraz służyć poprawie jakości powietrza, ograniczaniu emisji CO2, zmniejszeniu uzależnienia od paliw kopanych, a wszystko w sposób efektywny kosztowo.
Uważam, że to dobry kierunek i powinniśmy podążać w tę stronę, jednak uważam też, że nie od tego powinniśmy zaczynać. Rozmawiając z ludźmi ze środowiska OZE, ekspertami i ministerialnymi urzędnikami stwierdzam, że wizja tego czym mają być i jak działać klastry jest przerażająco mglista.
Jeśli rzucimy się na głęboką wodę, budując klastry bez infrastruktury i kompetencji, bazując na często patologicznych dotacjach, to zabijemy się o własne nogi. Nie dokonamy transformacji energetycznej ani szybko, ani na znaczącą skalę, a przy okazji wielu ludziom może zgasnąć światło. Wtedy Big Energy z troską pochyli się nad całym zamieszaniem i powie: a co, nie mówiliśmy, że cała ta lokalna transformacja energetyczny to głupi pomysł, a bez naszego węgla ani rusz?
Potrzebujemy Rewolucji Energetycznej szybkiej, dogłębnej i powszechnej. I najlepiej w jak największym stopniu dostępnej dla wszystkich, opłacalnej i chętnie finansowanej ze środków prywatnych.
Jak na razie najlepsze efekty z punktu widzenia mocy oddawanych instalacji dawały taryfy gwarantowane (feed-in) – w tym modelu budując np. instalację PV, można było nadwyżkę prądu oddać do sieci za z góry ustaloną cenę, co zapewniało „bankowalność” projektu, nie trzeba było więc nawet mieć pieniędzy na inwestycję, żeby móc ją przeprowadzić.
Taryfy gwarantowane prowadzą jednak system energetyczny w nienajlepszą stronę. Jeśli są wysokie, opłaca się stawiać olbrzymie ilości farm wiatrowych lub fotowoltaicznych, z zupełnym zignorowaniem kwestii niestabilności źródeł i bilansowania lokalnego.
A gdyby połączyć prostotę taryf gwarantowanych z koncepcją bilansowania lokalnego w sposób prosty i rynkowy?
W detalicznej cenie prądu (D) ok. 60 gr/kWh cena energii (cena hurtowa H) to niecałe 20 gr/kWh, reszta to głównie koszty przesyłu i dystrybucji, plus podatki i różne koszty stałe (nie będę wchodził w szczegóły).
Jeśli p. Kowalski produkuje energię ze swoich paneli PV i ma nadwyżkę, a jego sąsiad za płotem potrzebuje prądu i kupuje go po 60 gr/kWh (cena D), to Kowalski miałby nie sprzedać go za taką kwotę (trochę pomniejszoną o opłatę za utrzymanie lokalnej sieci dystrybucyjnej, za pośrednictwem której przepływa prąd)?
Robimy więc tak (skupimy się na prądzie, bo docelowo będziemy elektryfikować też ogrzewanie i transport):
Jeśli ilość lokalnie produkowanej energii jest mniejsza od lokalnego zapotrzebowania, co jest dziś normą i jeszcze długo będzie (przez „lokalnie” rozumiemy bilans na transformatorach gminnych punktów zasilania GPZ), to lokalni jej producenci będą za nią otrzymywać kwotę odpowiadającą cenie detalicznej, czyli cena D minus opłata za utrzymanie lokalnej sieci dystrybucyjnej. Z początku, do osiągnięcia pewnego poziomu mocy wytwórczej lokalnych źródeł, opłata ta dla zachęt mogłaby w ogóle być zerowa. Czym to się różni od taryfy gwarantowanej 60 gr/kWh? Z praktycznego finansowego punktu widzenia niczym. Różnice zaczynają się dalej.
Co jednak, jeśli zachęceni tak korzystnymi (odpowiadającymi 600 zł/MWh) inwestorzy nastawiają tak dużo wiatraków i paneli, że w momentach wietrznych i słonecznych pojawi się duża lokalna nadwyżka energii? Tu wchodzą zasady rozliczania w sytuacji, jeśli ilość lokalnie produkowanej energii jest większa od lokalnego zapotrzebowania, to nadwyżki energii są sprzedawane do sieci przesyłowej po cenie hurtowej (H=20 gr/kWh), proporcjonalnie do udziału nadwyżki.
Przykładowo: jeśli lokalnie zużywamy 100 jednostek prądu, a produkujemy 150, to lokalni producenci otrzymają za kilowatogodzinę [100*D+(150-100)*H]/150 = [60+10]/150 = 47 gr/kWh. Jeśli zaś lokalna produkcja wyniesie 300, to cena sprzedaży wyniesie [100*D+(300-100)*H]/300 = [60+40]/300 = 33 gr/kWh.
Nie będzie się więc opłacało upychać na jednym obszarze zbyt wielu niestabilnych źródeł jednego typu. Zamiast tego będzie się opłacało instalowanie źródeł rozproszonych po kraju, zwracając uwagę na to, żeby miały inny dobowy i sezonowy profil produkcji od tego, jaki już istnieje (bo inaczej nie zarobimy).
Zacznie się też opłacać budowa źródeł dyspozycyjnych i magazynów energii, mogących sprzedawać energię za D wtedy, kiedy inne lokalne źródła energii (w szczególności wiatr i słońce) nie będą pokrywać zapotrzebowania.
Drugim elementem rozliczeniowym sterującym transformacją powinny być dynamiczne ceny prądu, uzależnione od dostępności prądu w sieci przesyłowej wysokich napięć: jeśli będzie go za dużo, cena H będzie niska, a jeśli zbyt mało – wysoka. W tym kierunku zresztą idzie prawodawstwo Unii Europejskiej (patrz np. ‘Pakiet Zimowy’). Da to sygnał cenowy zachęcający do zarządzania zużyciem prądu (zużywamy energię, gdy są jej nadwyżki i jest ona tania, a redukujemy zużycie, gdy jej dostępność jest mniejsza i jest ona droga), budowy źródeł dyspozycyjnych oraz magazynów energii (zarówno prądu, jak i gazu i ciepła).
Właściwym krokiem stymulującym transformację byłoby też (a może nawet przede wszystkim) wdrożenie zasady „zanieczyszczający płaci”, zastosowanej do kosztów zewnętrznych emisji z paliw kopalnych. Uważam, że jest to dużo właściwsze podejście i rynkowe podejście do wyrównywania pola gry niż stosowanie subsydiów do takich czy innych źródeł energii.
Należy zmienić jeszcze jeden detal: dziś operatorzy sieci dystrybucyjnych są częścią wielkich koncernów produkujących prąd, można więc powiedzieć, że podłączanie niezależnych źródeł energii jest dla nich źródłem konfliktu interesów. Usługi dystrybucyjne (utrzymanie sieci lokalnych) powinny zostać oddzielone od wytwarzania energii – to, czy zająłby się tym narodowy operator, czy operatorzy byliby wybierani w przetargach, to już osobna kwestia.
Na takim rynku pojawią się agregatorzy, elektrownie wirtualne, firmy ESCO i inne biznesowo opłacalne inicjatywy. Rozkwitnie innowacyjność i kompetencje. Bilansowanie lokalne, stymulowane przez rynek, będzie coraz lepsze. I koniec końców będziemy mogli powiedzieć, że mamy klastry.
