– Głównymi przeszkodami dla rozwoju polskich elektrowni jądrowych jest niewłaściwe zarządzanie, w szczególności oddzielenie projektowania od wykonawstwa, co może doprowadzić do wyboru różnych technologii w projekcie i przetargu. Projekt może również zostać opóźniony na skutek niejednoznacznej oceny środowiskowej wskazującej trzy opcje technologii chłodzenia, w tym dwie z chłodniami kominowymi oraz dwie lokalizacje elektrowni: w Choczewie i Żarnowcu – pisze prof. Władysław Mielczarski w BiznesAlert.pl.

• Program Polskiej Energetyki Jądrowej powstał w styczniu 2009 roku. Po 14 latach, w roku 2023 nastąpiło zawarcie dwóch umów w sprawie elektrowni jądrowej w Polsce. W dniu 22 lutego 2023 roku Polskie Elektrownie Jądrowe (PEJ) podpisały z Westinghouse Electric Company umowę rozpoczynającą wspólne działania.
• Firmy budujące elektrownię i dostarczające wyposażenie zostaną określone po wyborze wykonawcy, które odbędzie się najprawdopodobniej w formie przetargu. Ponieważ nie zastosowano systemu „zaprojektuj i zbuduj”, to preferowana w projekcie technologia może być inna niż technologia wybrana w wyniku przetargu.
• Od początku programu energetyki jądrowej dyskutuje się o „modelu finansowania”. Jednak realną opcją dla Polski jest finansowanie budowy elektrowni tylko poprzez kontrakty różnicowe.
• Istotnym elementem jaki może wpływać na środowisko jest rozpływ wody zrzutowej oraz szkodliwych substancji, jakie mogą występować w wodach zrzutowych elektrowni.

Po opublikowaniu w Biznes Alert w dniu 22 stycznia 2024 roku artykułu „Atomowy kamuflaż rzeczywistych problemów energetyki” na temat kluczowej dla polskiej energetyki inwestycji otrzymałem sporo zapytań. Myślę, że projekt ten wymaga przekazania więcej informacji dotyczących trzech podstawowych aspektów: (a) technologii, (b) sposobu finansowania oraz (c) wpływu na środowisko.

Technologia elektrowni jądrowej

Program Polskiej Energetyki Jądrowej powstał w styczniu 2009 roku. Po 14 latach, w roku 2023 nastąpiło zawarcie dwóch umów w sprawie elektrowni jądrowej w Polsce. W dniu 22 lutego 2023 roku Polskie Elektrownie Jądrowe (PEJ) podpisały z Westinghouse Electric Company umowę rozpoczynającą wspólne działania. Podpisana umowa (ang. Bridge Contract) zakłada przygotowanie założeń projektu.

Następnie w dniu 27 września 2023 roku, PEJ i konsorcjum Westinghouse – Bechtel podpisały umowę na zaprojektowanie elektrowni jądrowej w Polsce (ang. Engineering Services Contract), w ramach 18-miesięcznego kontraktu. W zakresie tej umowy znajdują się główne komponenty elektrowni, tj. wyspa jądrowa, wyspa turbinowa oraz towarzyszące jej instalacje i urządzenia pomocnicze, a także budynki administracyjne, czy też infrastruktura związana z bezpieczeństwem obiektu .
Należy wziąć pod uwagę, że zarówno pierwszy kontrakt (Bridge Contract), jak i drugi (Engineering Services Contract) nie są kontraktami na budowę elektrowni i dostawę wyposażenia.

Firmy budujące elektrownię i dostarczające wyposażenie zostaną określone po wyborze wykonawcy, które odbędzie się najprawdopodobniej w formie przetargu. Ponieważ nie zastosowano systemu „zaprojektuj i zbuduj”, to preferowana w projekcie technologia może być inna niż technologia wybrana w wyniku przetargu. Ta różnica może spowodować konieczność powtórzenia części prac projektowych.

Biorąc pod uwagę czas budowy innych elektrowni jądrowych: Oikuluoto_3 – 18 lat (2005-2023), Vogle_3- 15 lat (2009-2024) czy Flamanville – 16 lat (2007-2023) oraz czas niezbędny na uzgodnienie „modelu finansowania”, ogłoszenie i rozstrzygnięcie przetargu, podpisanie wszystkich umów, co zajmie minimum 4-5 lat, to można spodziewać się, że uruchomienia pierwszego bloku elektrowni jądrowej w Polsce byłoby możliwe po roku 2040, a realnie raczej po 2045 roku.
Konieczne jest wbudowanie do 2035 roku prawie 12000MW nowych, dyspozycyjnych mocy wytwórczych , niezbędnych dla zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego, jednak elektrownia jądrowa jaka powstałaby po 2040 roku nie rozwiąże problemów bezpieczeństwa energetycznego, a może tylko te problemy pogłębić poprzez skierowania większości zasobów na budowę tylko jednej elektrowni.

Modele finansowania – konieczny przetarg

Dostępne informacje wskazują , że koszty dwóch reaktorów w elektrowni Vogle w stanie Georgia, o mocy około 1200MW każdy, w podobnej technologii, jaka ewentualnie miałaby być w Polsce, kosztują ponad US$ 30 miliardów. Również informacje z budowy reaktorów w Hinkley Point wskazują na znaczne opóźnienia w realizacji i rosnące koszty, które osiągnęły już 33 miliardy funtów . To znaczyłoby, że planowana w Polsce pierwsza elektrownia to koszt ponad 135 miliardów zł (US$ 15 miliardów na jeden blok), a cena energii z takiej elektrowni jądrowej wynosiłby ponad 1000zł/MWh (1zł/kWh).

Od początku programu energetyki jądrowej dyskutuje się o „modelu finansowania”. Jednak realną opcją dla Polski jest finansowanie budowy elektrowni tylko poprzez kontrakty różnicowe, które są pomocą publiczną i z którą wiąże się szereg ograniczeń dotyczących uzyskiwania zgody na taką pomoc i sposobu organizowania przetargów.

Dla praktyki zamówień publicznych największe znaczenie mają obowiązki notyfikacyjne, mające obligatoryjne zastosowanie do wszelkich konkurencyjnych trybów postępowań o udzielenie zamówień o wartości co najmniej 250 milionów euro. Komisja Europejska jest jednak uprawniona do rozszerzenia tego obowiązku, jeżeli uzna, że dane oferty wymagałyby przeglądu ex ante ze względu na podejrzenie, że wykonawcy mogli skorzystać z subsydiów zagranicznych w ciągu trzech lat poprzedzających złożenie oferty. Regulacją w tej sprawie jest Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2022/2560 z dnia 14 grudnia 2022 roku w sprawie subsydiów zagranicznych zakłócających rynek wewnętrzny, powszechnie nazywane FSR (akronim od terminu z języka angielskiego: „Foreign Subsidies Regulation”.

Aspekty środowiskowe

Lokalizacja

Raport oddziaływania na środowisko wykonany przez Główną Dyrekcję Ochrony Środowiska (GDOŚ) dotyczy następujących wariantów lokalizacji elektrowni jądrowej:

1. Lubiatowo- Kopalino (Choczewo), w trzech podwariantach dotyczących chłodzenia elektrowni:
a. Otwarty układ chłodzenia z użyciem wody morskiej
b. Zamknięty układ chłodzenie (chłodnie kominowe) z użyciem wody morskiej
c. Zamknięty układ chłodzenie (chłodnie kominowe) z użyciem odsalanej wody morskiej
2. Żarnowiec, w dwóch podwariantach chłodzenia elektrowni:
a. Zamknięty układ chłodzenie (chłodnie kominowe) z użyciem wody morskiej
b. Zamknięty układ chłodzenie (chłodnie kominowe) z użyciem odsalanej wody morskiej

Należy zwrócić uwagę, że z pięciu analizowanych opcji cztery przewidują chłodzenie w układzie zamkniętym z użyciem chłodni kominowych. Przeprowadzone przez GDOŚ analizy zakładają budowę reaktorów w technologii AP1000 o mocach brutto 1250MW. W przypadku wyboru innej technologii w przetargu na wykonawcę elektrowni może zachodzić konieczność aktualizacji części analiz środowiskowych.

Wody zrzutowe

Preferowanym układem chłodzenia wskazanym w analizach jest otwarty układ chłodzenia z użyciem wody morskiej co wiąże się z zrzucaniem ciepłej wody, po schłodzeniu reaktorów, do morza. W raporcie wpływu na środowisko określono temperaturę wody zrzutowej na około 10oC większą od temperatury wody morskiej.

Istotnym elementem jaki może wpływać na środowisko jest rozpływ wody zrzutowej oraz szkodliwych substancji, jakie mogą występować w wodach zrzutowych elektrowni. Badanie wpływu na środowisko wskazuje, że wpływ działania elektrowni jądrowej w układzie otwartym w lokalizacji Choczewo może sięgać ponad 12km, a wzrost temperatury w miejscu zrzutu wody chłodzącej może wynieść +3oC – Rys. 2.

Rys. 2. Przykłady wzrostu temperatury wody i stężenia chloru. Tom IV Raport oddziaływania na środowisko, str. 1091 oraz str. 1087, GDOŚ, 2023. Cytat.
Szczegółowe badania dotyczące wpływu wody zrzutowej z elektrowni pracujących w układzie otwartym na środowisko wskazują, że już wzrost temperatury wody o 2oC może mieć istotny negatywny wpływ na środowisko . Pomimo, że jak w przypadku przekazywania wody zrzutowej do rzek, wielkość wody zrzutowej w stosunku do całego przepływu wynosi około 12 procent, a stały przepływ wody w rzekach zapewnia mieszanie się ciepłej wody z chłodniejszą wodą z góry rzeki, to występuje negatywne oddziaływanie systemu chłodzenia na środowisko. W przypadku zrzucania wody z elektrowni do morza nie występuje stały przepływ wody chłodzącej, jak w przypadku rzek, a zatem nie występuje podobny efekt chłodzenia. Innym problemem jest występowanie prądów morskich mogących przemieszczać ciepłą wodę na płytsze obszary, gdzie jej oddziaływanie jest silniejsze.

Zrzuty wody chłodzącej powodują występowanie efektu „pióropusza termicznego”, co widać również na Rys. 2 zaczerpniętym z Raportu badania wpływu na środowisko dla elektrowni zlokalizowanej w gminie Choczewo. Jednak rozpływ ciepłej wody zrzutowej pokazany na Rys. 2 jest tylko wynikiem symulacji komputerowej. Rzeczywisty wpływ wody ciepłej wody zrzutowej może być znacznie większy.

Przykład rzeczywistego „pióropusza termicznego”, jaki tworzą ciepłe wody zrzutowe na rzece Wiśle, dla elektrowni o mocy o 50 procent mniejszej niż planowana elektrownia jądrowa jest pokazany jako zdjęcie z kamery termowizyjnej – Rys. 3.

Trzeba również brać pod uwagę, że elektrownia jądrowa, o wielkości 3*1250MW będzie zrzucała ponad 500 tys. ton (pół miliona ton na godzinę) ciepłej wody na godzinę o temperaturze większej od wody otoczenia o około 10oC. Jest to ponad 2,5x więcej od elektrowni Kozienice i ponad 4x więcej od elektrowni Połaniec, gdzie pomimo ciągłego napływu chłodnej wody z góry rzeki występują problemy z zrzutem ciepłej wody, a podniesienie temperatury wód rzeki wpływa negatywnie na florę i faunę.

Wydaje się, że konieczna jest dalsza dyskusja dotycząca wpływu planowanej elektrowni jądrowej w gminie Choczewo, pracującej w układzie otwartym na środowisko i weryfikacja zalecanej lokalizacji.

Podsumowanie

Dotychczasowe działania wskazują, że nawet przy bardzo optymistycznych założeniach pierwsza elektrownia jądrowa w Polsce może powstać nie wcześniej niż w latach 2040-2045. Do tego czasu, jak sygnalizuje Ministerstwo Klimatu i Środowiska w Polsce zabraknie energii elektrycznej, co może skutkować kryzysem gospodarki i degradacją poziomu życia społeczeństwa.

Wybrane miejsce na elektrownię jądrową nad brzegiem Bałtyku nie tylko wpłynie negatywnie na środowisko, ale jest również jedną z najgorszych lokalizacji ze względu na transport energii elektrycznej. Na północy Polski nie ma dużych odbiorców energii, tak że zachodzi konieczność przesyłu znacznych ilości energii elektrycznej na południe kraju, do linii geograficznej: Kraków-Katowice-Wrocław, gdzie znajdują się największe odbiory. Wymaga to budowy kilku linii najwyższych napięć (400kV) o długości 500-600km.

Burny: Atom przegrywa walkę z OZE z Brukseli (ANALIZA)

Po 15 latach, od 2009 roku, od kiedy rozpoczął się Polski Program Energetyki Jądrowej dalej nie wiadomo: (a) jaka to będzie technologia, (b) kto tę technologię dostarczy, (c) ile będzie kosztował projekt i (d) jak zostanie sfinansowany. Trudno nie oprzeć się wrażeniu, że projekt jądrowy to rodzaj igrzysk, które służą kamuflowaniu nadchodzących trudności: braku energii i w następstwie kryzysu gospodarki oraz degradacji życia społeczeństwa – pisze prof. Władysław Mielczarski w BiznesAlert.pl.

Jaka technologia jądrowa

Nie wystarczyło 15 lat Programu Polskiej Energetyki Jądrowej, aby zadecydować w jakiej technologii powstanie pierwsza polska elektrownia jądrowa. Były spotkania, listy intencyjne, a nawet zlecenia na wstępne określnie programu budowy, ale w dalszym ciągu nie wiadomo, jaka byłaby to technologia i kto dostarczy urządzenia do elektrowni jądrowej.

Dyskutuje się, że dostawcą ma być jedna z amerykańskich firm która zbankrutowała[1] w 2017 r. lub druga z Azji, która jest w sporze sądowym[2] z tą pierwszą o prawa do eksportu technologii. Na horyzoncie jest jeszcze trzeci: europejski dostawca ale konkretnej decyzji dalej nie ma. Można zastanawiać się: jakie będą kryteria wyboru dostawcy, procedury jego selekcji i czas, w jakim zostanie podpisana umowa? Czy można te prace sfinalizować w ciągu pięciu latach, aby później przystąpić do budowy elektrowni jądrowej? Budowa może trwać nawet kilkanaście lat, a zakończenie jej budowy to najwcześniej lata 2040-2045.

Jaki koszt elektrowni jądrowej

W dyskusjach pomija się możliwy koszt elektrowni jądrowej. Dostępne informacje wskazują[3], że koszty dwóch reaktorów w elektrowni Vogle w stanie Georgia, o mocy około 1200MW każdy, w podobnej technologii, jaka ewentualnie miałaby być w Polsce, kosztują ponad US$ 30 miliardów. To znaczyłoby, że planowana w Polsce pierwsza elektrownia to koszt ponad 135 miliardów zł (US$ 15 miliardów na jeden blok), a cena energii z takiej elektrowni jądrowej wynosiłby ponad 1000zł/MWh (1zł/kWh). Czy jesteśmy w stanie zagwarantować finansowanie dla pierwszej elektrowni jądrowej na poziomie 135 miliardów zł?

Od początku programu energetyki jądrowej dyskutuje się o „modelu finansowania”. I chociaż znane jest kilka modeli finansowania, chociażby takie jak: kontrakty różnicowe, francuskie Exeltium czy fińskie Monkala, a nawet rodzimy model SaHo, to w Polsce, ani firma EJ1 w swojej 15 letniej pracowitej działalności, ani administracja nie wskazały jaki model miałby realne zastosowanie, a to jest warunkiem niezbędnym dla rozpoczęcia realizacji inwestycji. Brak „modelu finansowania” stał się symbolem immobilizmu w realizacji programu jądrowego.

Kiedy możliwa budowa?

Biorąc pod uwagę czas budowy innych elektrowni jądrowych: Oikuluoto_3 – 18 lat (2005-2023), Vogle_3- 15 lat (2009-2024) czy Flamanville – 16 lat (2007-2023) oraz czas niezbędny na znalezienie „modelu finansowania”, podpisanie wszystkich umów i ewentualne obronienie decyzji środowiskowych przed sądami, co wszystko zajmie minimum 4-5 lat, można spodziewać się, że uruchomienia pierwszego bloku elektrowni jądrowej w Polsce byłoby możliwe po roku 2040, a realnie raczej po 2045 r. Czy wówczas będzie w Polsce jeszcze potrzebna elektrownia jądrowa?

Sygnalizowana katastrofa energetyczna

Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKiŚ) w swoich ocenach stopnia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej[4] ostrzega przed nadchodzącymi brakami energii elektrycznej, o ile nie zostaną szybko podjęte inwestycje w nowe, przystosowane do ciągłej pracy moce wytwórcze. MKiŚ analizowało dwa główne scenariusze: (1) scenariusz wcześniejszego odstawienia istniejących konwencjonalnych jednostek wytwórczych biorących udział w mechanizmie centralnego bilansowania oraz (2) scenariusz nieuwzględniający wcześniejszego odstawienia.

Niezależnie od zakładanego scenariusza do roku 2031 należałoby zbudować ponad 4000MW nowych centralnie sterowanych jednostek wytwórczych, a do roku 2035 nowe moce powinny sięgać 10-12 tys. MW – Rys. 1. Jednostki te muszą być przystosowane do pracy ciągłej i sterowanej centralnie. Znane technologie wskazują, że mogą to być tylko elektrownie węglowe, gazowe lub jądrowe. Jednak trzeba brać pod uwagę, że dokonujemy dekarbonizacji, gaz ziemny jest w ograniczonych ilościach dla energetyki wielkoskalowej, a elektrowni jądrowej, w najbardziej optymistycznym scenariuszu, można spodziewać się w latach 2040 – 2045.

Rys. 1. Ekstrakt z dokumentu MKiŚ [4], str. 24

Sprawozdanie MKiŚ również wskazuje na wystąpienie braków w dostawach energii elektrycznej szacowanych w 2030 r. na 246 godzin rocznie, a w roku 2035, niedobory te pogłębią się do nawet ponad 2100 godzin rocznie[5], co oznacza niedobory energii elektrycznej przez ponad trzy miesiące w ciągu roku, czego skutkiem będzie paraliż gospodarki.

Czy budowa 3-4 bloków elektrowni jądrowych o mocy całkowitej rzędu 4 tys. MW, jaka miałyby miejsce po 2040 roku, jest w stanie zaspokoić potrzeby nowych mocy wytwórczych i zapobiec nadchodzących brakom energii elektrycznej?

Dyskusja o lokalizacji

Zamiast podjęcia kluczowych decyzji dotyczących technologii, dostawcy, kosztów i sposobów finansowania trwa dyskusja nad możliwymi miejscami lokalizacji. Jako miejsce wskazywane są nadmorskie choczewskie lasy w pobliżu plaż Bałtyku. Budowa tam elektrowni to silna ingerencja w unikalne systemy ekologiczne, nie tylko jako miejsce lokalizacji elektrowni, ale również zrzucania do morza, w każdej godzinie, tysięcy ton ciepłej wody z otwartych układów chłodzenia, jakie planowane są w elektrowni jądrowej nad brzegiem Bałtyku.

Wybrane miejsce na elektrownię jądrową nad brzegiem Bałtyku jest również jedną z najgorszych lokalizacji ze względu na transport energii elektrycznej. Na północy Polski nie ma dużych odbiorców energii, tak że zachodzi konieczność przesyłu znacznych ilości energii elektrycznej na południe kraju, do linii geograficznej: Kraków-Katowice-Wrocław, gdzie znajdują się największe odbiory. Wymaga to budowy kilku linii najwyższych napięć (400kV) o długości 500-600km. Każda z linii 400kV wymaga wyznaczenia pasa technologicznego szerokości około 70m, o ograniczonym dostępie. Trudno sobie wyobrazić budowę 4-5 linii najwyższych napięć poprzez lasy Pomorza, tereny rolnicze Wielkopolski i gęsto zaludnioną Centralną Polskę oraz wycięcie szerokich pasów technologicznych pod tymi liniami.

Przesyłanie energii z elektrowni jądrowej będzie blokowało przesył energii z wiatraków morskich, których tylko w pierwszym etapie ma powstać prawie 6 tys. MW, a w kolejnych latach moce te będą wzrastać, mogąc osiągnąć nawet do 20 tys. MW. I chociaż energia z morskich wiatraków jest bardzo kosztowna, to od strony technicznej jest jedyną możliwość istotnego zwiększenia produkcji energii ze źródeł odnawialnych. Do rozstrzygnięcia będzie dylemat: elektrownia jądrowa czy wiatraki morskie.

Podsumowanie

Dotychczasowe działania wskazują, że nawet przy bardzo optymistycznych założeniach pierwsza elektrownia jądrowa w Polsce może powstać nie wcześniej niż w latach 2040-2045. Do tego czasu, jak sygnalizuje Ministerstwo Klimatu i Środowiska[6] w Polsce zabraknie energii elektrycznej, co może skutkować kryzysem gospodarki i degradacją poziomu życia społeczeństwa.

Rzeczywistym problemem przed jakim stoi polską energetyką jest zagwarantowanie energii elektrycznej w ciągu najbliższych 10 lat. Skupianie się na mało realnych projektach, takich jak elektrownia jądrowa, która ewentualnie powstałyby w bliżej nieokreślonej przyszłości, to kamuflowanie rzeczywistych problemów nadchodzących niedoborów energii elektrycznej i w następstwie głębokiego gospodarczego kryzysu.

[1] The New York Times, “Westinghouse files for Bankruptcy, in Blow to Nuclear Power”, 29 marca 2017 r, www.nytimes.com

[2] Korea Pro, “Unsolved Westinghouse lawsuit clouds South Korea’s nuclear plans”, 21 stycznia 2024, www.koreapro.org

[3] US Energy Information Administration, „First new U.S. nuclear reactor since 2016 is now in operation”, 1 sierpnia, 2023, www.eia.gov

[4] Ministerstwo Klimatu i Środowiska, „Sprawozdania z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej za okres od 1 stycznia 2021 r. do 31 grudnia 2022 r., www.bip.mos.gov.pl

[5] Jak w pkt. 4.

[6] Jak w pkt. 4.

– Aby NABE była możliwa do realizacji konieczny jest powrót do pierwotnej koncepcji działania, jako niezależnego podmiotu realizującego swoje zadania w trybie zarządczym bez konieczności przenoszenia własności aktywów – mówi prof. Władysław Mielczarski z Politechniki Łódzkiej w rozmowie z BiznesAlert.pl.

16-17 sierpnia na 81. posiedzeniu Sejm uchwalił ustawę o zasadach udzielania przez Skarb Państwa gwarancji za zobowiązania Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE). Jest to oficjalny dokument, mający zapewnić od dość dawna zapowiadane nowe instytucjonalne rozwiązanie bezpieczeństwa energetycznego w kraju. O znaczeniu ustawy BiznesAlert.pl rozmawia z prof. dr hab. inż. Władysławem Mielczarskim.

BiznesAlert.pl: Na czym oparta jest koncepcja NABE, czy istotnie ma zagwarantować bezpieczeństwo energetyczne w Polsce?

Władysław Mielczarski: Koncepcja Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE) jest odpowiedzią na dynamiczne zmiany wynikające z transformacji energetycznej i przejścia do nowego etapu rozwoju energetyki, a w szczególności elektroenergetyki, ponieważ ciągłe i niezawodne dostawy energii elektrycznej są podstawowym elementem działania gospodarki i istnienia nowoczesnego społeczeństwa.

Istotnym elementem transformacji energetycznej jest wzrost produkcji energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii (OZE), których udział w produkcji całej energii elektrycznej jest szacowany, na podstawie szczegółowych badań z użyciem profili godzinowych generacji OZE oraz popytu na energię elektryczną, na poziomie 50-55 procent całego zużycia. Obecnie produkujemy niewiele ponad 20 procent energii elektrycznej z OZE, a więc dojście do poziomu 50 procent to wielkie wyzwania dla elektroenergetyki.

Dominująca część energii z OZE musi być wyprodukowana w źródłach silnie zależnych od warunków atmosferycznych, źródłach takich jak: farmy wiatrowe lądowe i morskie oraz panele fotowoltaiczne (PV). Praca tych niestabilnych źródeł energii wymaga rezerw mocy, które mogą dostarczyć tylko elektrownie ciągle dyspozycyjnej, typu JWCD (jednostki wytwórcze centralnie dysponowane – red. )  sterowane przez Operatora Systemu Przesyłowego.

Niestety takich dyspozycyjnych źródeł energii elektrycznej już obecnie brakuje i braki te będą się pogłębiać. Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKiŚ) szacuje, że po 2025 roku zabraknie w Polsce energii elektrycznej przez ponad 100 godzin rocznie (standard Unii Europejskiej wynosi trzy godziny rocznie) i braki te będą się pogłębiać sięgając ponad 1000 godzin rocznie po roku 2030. Takie braki energii elektrycznej to paraliż gospodarki i funkcjonowania społeczeństwa. Te wskazane przez MKiŚ braki mocy wytwórczych pogłębiają się.

Jednocześnie te same szacunki MKiŚ wskazują na konieczność budowy nowych, w pełni dyspozycyjnych mocy wytwórczych w wielkości około 5400MW do roku 2030 i ponad 12000MW do roku 2035. Aby stawić czoła takiemu wyzwaniu i zapewnić bezpieczeństwo energetyczne, konieczna jest koordynacja działań inwestycyjnych i w tym celu miała zostać powołana NABE.

Można zapytać skąd się wzięła ta koncepcja?

Koncepcja NABE jako podmiotu gwarantującego długoterminowe bezpieczeństwo energetyczne (supply adequacy) powstała pod koniec 2019 roku jako wynik prac dla Stowarzyszenia Instytut Gospodarki Narodowej. Koncepcja ta została uszczegółowiona i sformalizowana w opracowaniu wykonanym w połowie 2020 roku na zlecenie Biura Analiz Sejmowych.

NABE miała być niezależnym podmiotem działających w trybie zarządczym wobec wszystkich jednostek wytwórczych, w pełni dyspozycyjnych, o mocach większych od 30MW. Działanie NABE było by podobne do zarządzania przez Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) jednostkami wytwórczymi typu JWCD. Różnica polega na tym, że OSP działa w okresie krótkoterminowym, zapewniając tzw. supply reliability na bazie istniejących aktywów wytwórczych. Natomiast NABE miała działać w dłuższym terminie czasowym zapewniając bezpieczeństwo energetyczne określane jako adekwatność zasilania (supply adequacy).

NABE w pierwszej kolejności miała zapewniać rezerwy mocy niezbędne do transformacji energetycznej, zmieniając jednocześnie strukturę produkcji energii elektrycznej poprzez likwidację starych jednostek wytwórczych i budowę na ich miejsce nowych w pełni dyspozycyjnych bloków energetycznych.

Sejm uchwalił ustawę, która nazywa się ustawą o zasadach udzielania przez Skarb Państwa gwarancji za zobowiązania Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego. Czy najważniejsze dla NABE są kwestie finansowe?

To co jest określane w ustawie jako NABE ma niewiele wspólnego z pierwotną koncepcją zapewnienia długoterminowego bezpieczeństwa energetycznego. W ustawie proponuje się utworzenie wielkiego przedsiębiorstwa o charakterze monopolistycznym pod zarządem PGE, do którego miałyby być przeniesione aktywa wytwórcze innych dużych elektrowni. Dodatkowym elementem są gwarancje zadłużenia firm energetycznych przez Skarb Państwa.

Taka koncepcja NABE nie ma wielkich szans na realizację. Procesy przenoszenia aktywów potrwałyby 2-3 lata, a kolejne 5 lat zajęłoby wypracowanie zasad działania nowej struktury. Tworzenie olbrzymiego monopolu produkcyjnego energii elektrycznej ma niewielkie szanse na zgodę instytucji unijnych, a ewentualne spory skończą się wyrokiem TSUE. Z pewnością mało pozytywnym dla Polski. Stracimy czas na próbę budowy czegoś co i tak ma małe szanse zaistnienia, pogłębiając braki rezerw mocy prowadzące do ograniczeń w dostawach energii elektrycznej.

Zdziwienie też budzi propozycja objęcie gwarancjami państwa prawie 8 mld zł długów elektroenergetyki w sytuacji bardzo wysokich cen energii elektrycznej i znacznych przychodów tych firm. Natomiast NABE nie wymaga dużego finansowania. Powstanie tej agencji zastąpiłoby działanie Rynku Mocy, a obciążenia wynikające z Rynku Mocy dla odbiorców wynoszące obecnie ponad 37zł/MWh zostałyby zastąpione opłatą, w składniku jakościowym opłaty przesyłowej, w wysokości około 8zł/MWh. Kwestie finansowe nie są problemem przy tworzeniu NABE.

Czy Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego może stać się sukcesem dla polskiej energetyki?

Powstanie NABE byłoby dużym sukcesem dla polskiej energetyki. Gwarantowałoby długoterminowe bezpieczeństwo energetyczne (supply adequacy) przy niewielkich obciążeniach odbiorców energii elektrycznej. NABE byłaby dynamicznym podmiotem zapewniającym realizację transformacji energetycznej i zmianę struktury elektroenergetyki, przy gwarancji ciągłych i niezawodnych dostaw energii elektrycznej dla społeczeństwa i gospodarki. Jednak, aby NABE była możliwa do realizacji konieczny jest powrót do pierwotnej koncepcji działania, jako niezależnego podmiotu realizującego swoje zadania w trybie zarządczym bez konieczności przenoszenia własności aktywów.

Nie jest konieczna do tego kolejna ustawa, wystarczą pewne uzupełnienia w ustawie Prawo energetyczne i stworzenie szczegółowych zasad działania NABE na wzór Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. NABE byłoby operatorem aktywów wytwórczych zapewniających długoterminowe bezpieczeństwo energetyczne.

Jakie mogą być zagrożenia dla NABE?

Głównym zagrożeniem nie tylko dla NABE, ale dla bezpieczeństwa energetycznego Polski, jest brak koncepcji działania energetyki w okresie długoterminowym i determinacji w realizacji tej koncepcji. Celem zmian powinien być interes odbiorcy energii elektrycznej i zapewnienie ciągłych dostaw energii po akceptowalnych cenach, a nie interesy firm energetycznych i usiłowanie przejmowania długów tych firm przez Skarb Państwa.

Rozmawiała Teresa Wójcik

Maćkowiak-Pandera: Pragmatyzm, a nie polityka, powinien przyświecać transformacji energetycznej w Polsce (ROZMOWA)

Wspólne przyłączenie instalacji wiatrowych i PV może prowadzić do lepszego wykorzystania mocy przyłączeniowych, ale nieodpowiednie regulacje prawne mogą spowodować napływ nadmiaru energii destabilizującej system elektroenergetyczny – pisze Władysław Mieczarski z Politechniki Warszawskiej w BiznesAlert.pl.

Ograniczone moce przyłączeniowe

Dynamiczny rozwój energii odnawialnej spowodował, że system elektroenergetyczny nie jest w stanie odebrać całej energii elektrycznej produkowanie przez OZE. Operatorzy sieci odmawiają przyłączenia nowych instalacji źródeł odnawialnych. Tylko w 2022 r. wydano odmowy przyłączenia instalacji OZE w ponad 7 tysiącach przypadków, na moce wynoszące ponad 51GW. Wynika to głównie z ograniczonych możliwości odbioru energii w systemie elektroenergetycznym. Maksymalne zapotrzebowanie polskiego systemu elektroenergetycznego wynosi niewiele ponad 27GW. W grudniu 2022 r. (dane ARE) moc przyłączonych instalacji OZE wynosiła ponad 22GW, w tym ponad 8GW instalacji wiatrowych i ponad 12GW paneli fotowoltaicznych, których praca jest uzależniona od warunków atmosferycznych.

Cable pooling

Jednocześnie przyłączone obecnie instalacje OZE nie zawsze są w stanie wykorzystać przepustowość linii i istniejących mocy przyłączeniowych. Dlatego powstał pomysł, nazywany Cable Pooling, przyłączania różnych instalacji OZE do jednej linii w celu lepszego wykorzystania mocy przesyłowych i przyłączeniowych. Najlepszymi kandydatami do pracy na wspólną linię przyłączeniową są instalacje farm wiatrowych i paneli PV. 

Obecnie nie ma odpowiednich regulacji prawnych odnoszących się do systemu Cable Pooling. Proponowane regulacje mają pozwalać na wspólne połączenie kilku instalacji OZE do jednej linii, pod warunkiem nie przekraczania mocy przyłączenia, a dokładniej mocy określonej w umowie o przyłączenie. W przypadku, gdyby instalacje OZE, w systemie Cable Pooling, przekraczały moc określoną w umowie, operator sieci miałby prawo ograniczać nadmiar mocy bez rekompensat dla właścicieli źródeł odnawialnych.

Zapisy te wydają się oczywiste, ponieważ wprowadzenie Cable Pooling nie może tworzyć „tylnych drzwi”, którymi nadmiar energii, destabilizujący pracę sieci, wpływałby do systemu elektroenergetycznego. Jednak zapisy te wywołują pewne kontrowersje, ponieważ w przypadku nadmiaru generacji OZE część mocy zostanie ograniczona. Rozwiązaniem byłyby magazyny energii instalowane w punkcie wspólnego przyłączenia farm wiatrowych i paneli PV. Jednak magazyny energii są kosztowne, a ich wykorzystanie w polskich warunkach klimatycznych sprowadzałoby się obecnie do kilkunastu dni w roku, głównie w okresie wiosennym i letnim.

Nadmiar energii OZE

W celu zilustrowania problemu ograniczania mocy OZE pracujących w systemie Cable Pooling wykonano symulacje pracy w wybranym dniu kwietnia w 2022 r. na bazie danych publikowanych przez PSE SA, www.pse.pl. Przyjęto, że moc wspólnej linii łączącej farmę wiatrową i farmę paneli PV z systemem elektroenergetycznym wynosi 100 w jednostkach względnych (per unit system) i równa jest mocy znamionowej farmy wiatrowej. Jednocześnie jest to umowna wielkość przyłączeniowa. Dodatkowo w celu lepszego wykorzystania mocy przyłączeniowej do wspólnej linii przyłączono farmę fotowoltaiczna o mocy wynoszącej 50 jednostek, tworząc w ten sposób system Cable Pooling. 

W przypadku pokazanym na rysunku zakładano, że pierwszeństwo pracy ma farma wiatrowa, a ograniczeniom podlega moc z farmy PV. W praktyce możliwe jest ograniczanie również mocy farmy wiatrowej, jak i jednoczesne ograniczania mocy zarówno farmy wiatrowej, jak i paneli PV.

Podany przykład pokazuje, że system Cable Pooling może do pewnego stopnia poprawić zarówno wykorzystania mocy przesyłowej linii, jak i wielkości mocy przyłączeniowej. Jednak przy jednoczesnej dużej generacji wiatru i paneli PV zachodzi konieczność ograniczenia ich mocy w niektórych godzinach dnia. Energia, którą może wyprodukować ograniczona moc OZE powinna być wprowadzona do magazynów energii, o ile nie ma być stracona. Obecnie, z punktu widzenia ekonomicznego wydaje się, że bardziej opłacalne jest redukowanie mocy OZE niż magazynowanie energii. Jednak bez magazynów energii cele jakie mają osiągnąć OZE mogą być trudne do realizacji.

Bez uprawnienia operatorów sieci do ograniczenia nadmiaru mocy OZE, system Cable Pooling może powodować wprowadzania do sieci („tylnymi drzwiami”) nadmiaru energii destabilizującej pracę systemu elektroenergetycznego.

W dyskusjach spotyka się pogląd, że działanie operatorów sieci jest konserwatywne i że próbują oni przede wszystkim chronić sieć. Pogląd taki wynika z niezrozumienia zasad pracy systemu elektroenergetycznego. Operatorzy sieci nie muszą chronić sieci, ponieważ w sieci są zabezpieczenia i sieć może sama się ochronić. Operatorzy sieci chronią przede wszystkim odbiorców energii zapewniając ciągłość dostaw, dlatego muszą być wyposażeni w prawo do ograniczania mocy OZE destabilizującej pracę systemu elektroenergetycznego. Drugim elementem, który wpływa na ograniczenia stosowane do farm wiatrowych i paneli PV jest brak możliwości regulacji prosumenckich instalacji OZE przez operatorów sieci. Generacja instalacji prosumenckich istotnie destabilizuje pracę systemu elektroenergetycznego ograniczając pracę innych instalacji OZE.

Jakóbik: Najmłodsze dzieci energetyki mają problem z integracją. Atom pomoże

– The Economist na swojej okładce z 8 kwietnia 2023 roku namawia, aby przytulić się do słupa energetycznego, a nie do drzew, bo tego wymaga środowisko [Hug Pylons not Trees, the Growth Environmentalism Needs]. Jednak okazywanie niespotykanego dotąd zainteresowania i atencji sieci elektroenergetycznej będzie miało ograniczone skutki. Sieć może tylko transportować energię elektryczną, natomiast do transformacji energetycznej potrzebne są wielkoskalowe i długoterminowe magazyny energii – pisze prof. Władysław Mielczarski w BiznesAlert.pl.

Problemy z nadmiarem energii ze źródeł odnawialnych

Ostatnie problemy z przyjęciem nadmiaru produkcji z odnawialnych źródeł energii, jakie zaczynają występować w Polsce i innych krajach, w których rosną moce zainstalowane odnawialnych źródeł energii powodują pytania: co dalej? Czy jest sens inwestować miliardy w budowę nowych instalacji OZE, kiedy już obecnie system nie jest w stanie przyjąć ich produkcji? Jak spełnić cele polityki energetycznej stanowiące cel udziału OZE w produkcji energii elektrycznej na poziomie 32 procent w 2030 roku, kiedy obecnie przy produkcji niewiele większej od 20 procent operatorzy sieci muszą wyłączać źródła energii odnawialnej. W Polsce tylko w kwietniu 2023 roku operatorzy sieci dwukrotnie byli zmuszenie do redukcji generacji energii przez źródła odnawialne.

Wskazywane rozwiązania

Dyskusja jaka rozwinęła się w mediach po przymusowych włączeniach OZE sprowadzała się do wskazywania prostych rozwiązań, niestety mało skutecznych. Postulowano przede wszystkim rozwój sieci elektroenergetycznej, budowanie magazynów energii oraz szerszy zakres stosowania sterowania odbiorami (Demand Side Management). Wszystkie te rady są proste, bo wynikają z uproszczonego postrzegania zasad funkcjonowania systemów elektroenergetycznych lub zupełnego braku wiedzy o zasadach działania elektroenergetyki.

Sieć elektroenergetyczna to system linii przesyłowych, dystrybucyjnych, transformatorów, przekładników prądowych i napięciowych oraz odpowiednich zabezpieczeń. Sieć może przesłać energię elektryczną ale nie jest w stanie jej magazynować. Jej rozwój będzie sprowadzał się do przesyłania nadmiaru energii z jednego miejsca do drugiego, gdzie również ten nadmiar występuje. Nie można spodziewać się istotnych redukcji strat związanych z przesyłem energii elektrycznej. Straty energii w systemie przesyłowym najwyższych napięć to 2,3 procent całej przesyłanej energii, a w systemach dystrybucyjnych to z reguły 6-8 procent. Mówiąc bardziej prosto: sieć elektroenergetyczna to tylko „druty”, a transformatory to też „druty” tylko w oleju i nie można po nich wiele się spodziewać. Niewiele też pomoże „przytulanie” słupów energetycznych, jak radzi znany tygodnik The Economist.

Magazyny energii jakimi możemy dysponować też nie są rozwiązaniem dla nadmiaru energii z OZE. Energii elektrycznej nie można magazynować bezpośrednio, ponieważ to ruch elektronów, a ruchu nie można zmagazynować. Istnieją magazyny chemiczne czy mechaniczne, jednak są to magazyny o małej pojemności i krótkim czasie działania, a dla magazynowania energii z OZE są potrzebne wielkoskalowe magazyny o pojemości dziesiątków TWh, które byłyby w stanie magazynować energię w okresie kilku miesięcy. Takich magazynów nie ma i raczej nie będzie, bo nadzieje na wielkoskalowe magazyny wodorowe w sytuacji, w której byliśmy w stanie zbudować magazyny gazu ziemnego o pojemności zaledwie 15 procent całego zapotrzebowania są w kategoriach myślenia życzeniowego. Próby z DSR wskazały na możliwości w zakresie 1GW i do tego bardzo kosztowne.

Źródła problemów

Podstawowym źródłem problemów w relacji polityka energetyczna i system elektroenergetyczny jest nieodpowiednie ustanawianie celów OZE, które formułowane są w wielkości energii jaka powinna być wprowadzona do systemu elektroenergetycznego. Jednak cechy fizyczne działania elektroenergetyki powodują, że aby energia elektryczna została wyprodukowana system musi przyjąć odpowiednią moc i ta moc nie może przekraczać możliwości przyjęcia jej przez system elektroenergetyczny. W teorii nadmiar energii można by magazynować ale przy braku magazynów jedyną możliwością zostaje wyłączanie instalacji OZE, powoduje marnotrawstwo zasobów.

Czy prosumenci zdestabilizują system elektroenergetyczny?

W przypadku nadmiaru energii z OZE, tak jak mieliśmy z tym trzykrotnie do czynienia w 2023 roku operatorzy sieci zmniejszają produkcję farm wiatrowych i fotowoltaicznych, ponieważ jest najprostsze. Znacznie lepsze byłoby ograniczenie produkcji prosumentów ale jest to trudne w realizacji technicznej. Przywileje jakie mają prosumenci, powodują że są oni w praktyce niesterowalni. Prosumenci nie muszą uzyskiwać zgody na przyłączenie instalacji do sieci i mogą produkować energię w dowolnej wielkość i czasie, ograniczonej jedynie wielkością instalacji i ewentualnie pracą falowników sąsiadów prosumentów. Niesterowalne instalacje prosumentów, których wielość ocenia się już na prawie 9000MW (70-80 procent zainstalowanych paneli PV) mogą być nie tylko źródłem problemów w jakości pracy systemu ale doprowadzić do jego awarii (blackout).

Co robić?

Sytuacje w których system elektroenergetyczny nie jest w stanie przyjąć energii ze źródeł odnawialnych będą występowały coraz częściej. Nie ma obecnie technicznych sposobów zwiększenia mocy wprowadzanych przez OZE do systemu elektroenergetycznego poza wyłączaniem instalacji, co prowadzi do znacznego marnotrawstwa zainwestowanych środków i subsydiów. Zamiast kolejnych programów „Mój prąd 4.0” czy 5.0, trzeba zastanowić się nad wprowadzeniem regulacji w których wszyscy producenci OZE będą odpowiedzialni za fizyczne bilansowanie swojej produkcji poprzez zagwarantowanie sobie odpowiednich rezerw mocy. Wystarczy w tym celu wdrożyć rozporządzenie Komisji Europejskiej z 2019 roku (2019/943), które w art.5 wymaga fizycznego samobilansowania się instalacji OZE o mocy większej niż 200kW.

Stachura: Magazyny energii to klucz do transformacji energetycznej PGE

W uzgodnieniach z UE, tzw. kamieniach milowych, jest zapis, że wpływ na ustalenie odległości wiatraków od zabudowań powinna mieć lokalna społeczność, ale dystans 10H musi zostać zachowany (The general 10H distance rule shall to be maintained[1]). W uzgodnieniach z UE nie ma żadnych wskazań czy ustaleń odległości na 700 m czy 500 m. Powstaje pytanie: czy ustawowa zmiana tego dystansu będzie zgodna z ustaleniami z Komisją Europejską i jakie mogą być konsekwencje ewentualnych niezgodności? – zastanawia się prof. Władysław Mielczarski z Politechniki Łódzkiej.

Kamień milowy B23G

Ustalenia kamieni milowych dotyczących planu KPO są zawarte w dokumencie oznaczonym COM(22), 268 final Annex[2] z dn. 01.05.2022 r. O odległości wiatraków od zabudowań mówi ustalenie (kamień milowy) oznaczony jako B23G i dotyczący on poprawy warunków rozwoju odnawialnych źródeł energii[3]. Ustalenia powinny być wprowadzone w życie w II kwartale 2022 roku.

W punkcie zatytułowanym “opis kamienia milowego i celu” można przeczytać, że wejście w życie zmian powinno usunąć formalne bariery do inwestowania w energetykę wiatrową lądową[4]. Należy jednak utrzymać dystans pomiędzy wiatrakami i zabudowaniami (minimalny dystans od wiatraka do zabudowań – 10 razy wysokość wiatraka, 10H). Jednak zasada ta powinna być bardziej elastyczna, dającą więcej możliwości określenia tego dystansu przez władze lokalne, jako część planu zagospodarowania regionu oraz pozwalać na wpływ regionalnym biurom ochrony środowiska, jak część procedury wydawania decyzji środowiskowych[5].

Utrzymanie zasady 10H

Ustalenie B23G silnie podkreśla, że odległość 10H musi być zachowana [The general 10H distance rule shall be maintained] ale powinna istnieć możliwość zmian od tej zasady i możliwości wpływu na decyzję o lokalizacja farm powinny mieć władze lokalne, jako części lokalnych planów zagospodarowania[6]. Lokalne plany mogą określać krótszy dystans wiatraków od zabudowań, biorąc pod uwagę wpływ farmy wiatrowej, który byłby określony z wykorzystaniem prognozy wpływu farmy wiatrowej na środowisko[7].

Wnioski

„Kamień milowy B23G” żąda utrzymania zasady 10H. W ustaleniach z Komisją Europejską nie ma nic o ustawowym zmniejszeniu dystansu, ani o innych odległościach jak: 700 m czy 500 m. Dyskutowane w Sejmie RP rozwiązania zmierzają do ustawowej zmiany dystansu farm wiatrowych ale proponowane zmiany nie są zgodne z ustaleniami z KE. Skarga do TSUE na te niezgodności może mieć duże szanse powodzenia i może prowadzić do zawieszenia nowej ustawy zmniejszającej dystans 10H. Będzie to skutkować niepewnością co do przyszłych rozwiązań prawnych i zwiększy ryzyko inwestycji.

[1] The general 10H distance rule shall be maintained, but the possibility of deviations from it shall be enabled and that more power to determine the location of wind farms shall be given to individual municipalities as part of the local planning procedure (zoning/spatial procedure).

[2] Brussels, 1.6.2022 COM(2022) 268 final ANNEX ANNEXES to the Proposal for a Council Implementing Decision on the approval of the assessment of the recovery and resilience plan for Poland {SWD(2022) 161 final}

[3] B23.G. Improving conditions for the development of renewable energy sources.

[4] Entry into force of an amending act which shall remove formal barriers to investments in onshore infrastructure.

[5] The amendment shall make the distance rule (minimum distance from windmill to residential building – 10 times windmill’ height, 10H) more flexible by giving more power to determine minimum distances to municipalities as part of the spatial/zoning procedure and to regional environmental protection offices as part of the procedure for issuing decisions on environmental conditions.

[6] Jak (1)

[7] The local plan shall be able to define a shorter distance of the wind farm from the residential building, taking into account the range of the wind farms’ impacts based on the environmental impact forecast made under such a plan.

Wzrost mocy i produkcji energii z instalacji wiatrowych

Jak pokazują dane statystyczne (ARE) produkcja energii elektrycznej z instalacji wiatrowych lądowych wzrosła z 12.8TWh[1] w roku 2018 do 17.9TWh w roku 2022. W tym samym czasie wzrosła moc zainstalowana farm wiatrowych z 5.8MW w roku 2018 do 7.9MW w roku 2022. Oznacza to wzrost mocy zainstalowanej farm wiatrowych lądowych o 35% i wzrost produkcji energii elektrycznej w tym samym czasie o 40%. Są to znaczne wzrosty osiągnięte pomimo istnienie ustawy 10H chroniącej okolicznych mieszkańców przed negatywnym wpływem instalacji wiatrowych – Rys. 1.

Zamiana starych instalacji na nowe

W początkach rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce były budowane instalacje o mocach głównie 0.3MW, ale i później podobne instalacje były sprowadzane z krajów Europy Zachodniej, gdzie chętnie pozbywano się starych instalacji zamieniając jej na nowe o większej mocy. Od kilku lat standardową mocą wiatraka lądowego jest moc 3MW. Taki nowy wiatrak potrafi wyprodukować ponad 10x więcej energii elektrycznej w porównaniu ze starą instalacją.

Niestety w Polsce wciąż dominują małe wiatraki rzędu kilkuset kilowatów. Można łatwo odróżnić stare instalacje od nowych. W przypadku starych wieża ma wysokość 30-50 metrów, z szybko obracającymi się łopatami o promieniu 10-15 metrów. Nowoczesne wiatraki o mocach rzędu 3MW mają wysokie wieże sięgające nawet ponad 100 metrów, z długimi wolno obracającymi się łopatami, których długość sięga 70 metrów.

Początkowy rozwój energetyki wiatrowej w pierwszej dekadzie XXI wieku powodował, że pod budowę wiatraków zajmowano najlepsze pod względem wietrzności miejsca, często oddalone od siedzib ludzkich. Większość z tych miejsce spełnia zasadę 10H. Aby zwiększyć i to znacznie produkcję energii elektrycznej z wiatru wystarczy stare często zużyte instalacje wymienić na nowe, a każda taka wymiana zwiększy produkcję energii elektryczne z danego miejsca dziesięciokrotnie.

Protesty i reguła 10H

Szybki rozwój energetyki wiatrowej i lokowanie instalacji coraz bliżej siedzib ludzkich powodował napiętą sytuację pomiędzy inwestorami a mieszkańcami terenów, gdzie lokowano wieże wiatrakowe.

Przed wyborami w 2015 roku, w Polsce działało ponad 600 komitetów protestujących przeciw zbyt bliskiej w stosunku do siedzib ludzkich lokalizacji wiatraków oraz negatywnemu wpływowi tej technologii na krajobraz. Protestujący docierali w czasie kampanii wyborczej do kandydatów do Sejmu, naciskając na wprowadzenie regulacji prawnych, które pozwalałyby budować wiatraki w pewnym dystansie od siedzib ludzkich. W rezultacie tych protestów w roku 2016 parlament uchwalił ustawę znaną jako 10H, określając, że najmniejsza odległość wieży wiatrakowej do siedzib ludzkich powinna wynosić dziesięć wysokości wieży wiatraka liczonej wraz z łopatą.

Przyjmując odległości 10H, Sejm kierował się regulacjami prawnymi odległości wiatraków od siedzib ludzkich jakie obowiązywały w Bawarii. Był to pewnego rodzaju kompromis pomiędzy grupami lobbystów wiatrakowych dążących do dopuszczenia jak najmniejszej odległości, a grupami protestującym, których członkowie byli w dużej mierze elektoratem wówczas rządzącej partii.

W Polsce dalej trwa dyskusja nad odległością farm wiatrowych od zabudowań ustalonej obecnie jako dziesięć wysokości wieży liczonej wraz z długością łopaty – 10H. Przed decyzją o zmianie tej wielkości należałoby przeanalizować kompleksowe badania nad hałasem farm wiatrowych wykonywane przez niezależne instytucje, jak uniwersytety czy agencje ochrony zdrowia rządów i publikowane w renomowanych pismach naukowych.

Nowe propozycje legislacyjne

Propozycja zmian zapisów ustawy liberalizująca ograniczenie odległości 10H była w roku 2022 analizowana dwukrotnie na posiedzeniu rządu, gdzie z akceptacją tego gremium była przesyłana do Sejmu. Wydaje się jednak, że posłowie wciąż pamiętają komitety protestacyjne przeciw zbyt bliskiej odległości farm wiatrowych od siedzib ludzkich i nie są skłonni do pochopnej zmiany zapisów ustawy.

Pojawia się, na pozór kompromisowe rozwiązanie, proponowane przez stronę rządową[2], aby o miejscu budowy wiatraków w znacznej mierze decydowały plany zagospodarowania tworzone przez gminy. Pozorność tego kompromisu polega na tym, że gminy nie są równoprawnym partnerem dla deweloperów farm wiatrowych. Dodatkowo gminy same są zainteresowane budową tych instalacji, ponieważ osiągają z tego tytuły przychody, a negatywne skutki oddziałują na część mieszkańców gminy.

W końcu grudnia 2022 r, rząd poinformował o przygotowanej autopoprawce, która obecnie jest przedłożona Sejmowi RP, dotyczącej zmiany odległości farm wiatrowych od siedzib ludzkich. Propozycje rządu zakładają, że inwestor instalacji wiatrowej udostępni co najmniej 10 proc. mocy zainstalowanej farmy wiatrowej na rzecz mieszkańców gminy w ramach tzw. wirtualnego prosumenta. Propozycja ta może być postrzegana jako próba zachęcania do działania mającego charakter korupcyjny, w obecności konfliku interesów, ponieważ urzędnik podejmujący decyzję będzie miał korzyść bezpośrednią lub nawet pośrednią z podjętej decyzji.

Negatywne oddziaływanie farm wiatrowych

Najczęściej podnoszonym problemem jest hałas jaki wytwarzają farmy wiatrowe[3][4]. Jednak hałas, chociaż jego negatywne oddziaływanie zależy od wielu parametrów, to tylko jeden z wielu negatywnych elementów oddziałujących na ludzi. Z badań Narodowego Instytutu Ochrony Zdrowia[5] opartych na analizie ponad 350 naukowych publikacji wynika, że trzeba uwzględnić szereg innych negatywnych elementów, takich jak

• poziom emitowanego hałasu i jego zależność od parametrów technicznych turbin oraz prędkości wiatru i ukształtowania oraz zagospodarowania terenu wokół farmy wiatrowej,
• poziom hałasu aerodynamicznego z uwzględnieniem emisji infradźwięków i jego składowych niskoczęstotliwościowych,
• charakter emitowanego hałasu z uwzględnieniem modulacji/impulsowości/tonalności oraz możliwości interferencji fal emitowanych z wielu turbin,
• występowanie efektu migotania cieni,
• prawdopodobieństwo zakłócenia snu oraz propagacji hałasu w porze nocnej,
• poziom uciążliwości i prawdopodobieństwo wystąpienia objawów stresu i depresji (na skutek długotrwałego narażenia), związanych zarówno z emisją hałasu jak i z brakiem akceptacji źródła hałasu.

Zdaniem Instytutu, obecnie obowiązujące w Polsce przepisy prawne (w zakresie czynników ryzyka obejmują w praktyce jedynie poziom hałasu), nie tylko nie są odpowiednie dla tego rodzaju obiektów, ale również nie gwarantują w wystarczającym stopniu ochrony zdrowia publicznego. Stosowana metodyka do oceny oddziaływania farm wiatrowych na środowisko, w tym zdrowie ludzi, nie powinna być wykorzystywana, gdy prędkość wiatru przekracza 5 m/sek. Ponadto, metodyka nie uwzględnia pełnego zakresu częstotliwości (w szczególności niskich częstotliwości) oraz poziomu uciążliwości. Instytut zwraca też uwagę, że nie ma obecnie kompleksowej metodyki oceny oddziaływania farm wiatrowych na zdrowie ludzi i zaleca 2 km, jako minimalną odległość turbin wiatrowych od zabudowań.

Migotanie cienia

Oprócz hałasu jaki powodują pracujące turbiny wiatrowe negatywnym efektem ich działania jest tzw. efekt migotania cienia. Jeżeli efekt migotania ma częstotliwość wyższą niż 2,5Hz zaliczany jest efektu stroboskopowego oddziaływującego silnie na osoby skłonne do epilepsji. Natomiast niższe częstotliwości w zakresie 1-2Hz oddziałują negatywnie na wszystkich, choć w różnym stopniu.

Z efektem migotania cienia spowodowanym przez pracujące turbiny wiatrowe mamy do czynienia głównie w godzinach porannych i popołudniowych, gdy nisko położone na niebie słońce świeci zza turbiny, a cienie rzucane przez łopaty wirnika są mocno wydłużone. Jest on szczególnie zauważalny w okresie zimowym. Jako przykład można podać badania prowadzone w USA w miejscowości Lincoln, w stanie Wisconsin prowadzone w 2 lata po zainstalowaniu tam farmy wiatrowej złożonej z 22 turbin[6]. Badania wykazały bardzo negatywny wpływ migotania cienia na okolicznych mieszkańców.

Podsumowanie

Trwające od wielu lat próby zniesienia parametru 10H są, jak do tej pory, bezowocne. Niepotrzebnie angażują aktywność na sprawach, które trudno osiągnąć. Energetyka wiatrowa lądowa rozwija się bardzo dobrze notując w latach 2018-2022 prawie 40-procentowy wzrost produkcji, co pokazuję, że działająca w tym czasie zasada 10H nie przeszkadza zbytnio w jej rozwoju.

W Polsce rozpoczyna się program budowy energetyki wiatrowej morskiej z której łatwiej uzyskać duże ilości energii niż z farm lądowych. Minimalny udział produkcji OZE w roku 2030 wynoszący 32 procent zostanie przez Polskę osiągnięty. Już w roku 2022 produkcja energii elektrycznej z OZE osiągnęła ponad 23 procent, a do 2030 roku pozostało jeszcze siedem lat, co pozwala osiągnąć cele OZE nawet przy tylko 1-procentowym wzroście produkcji rocznie ale w rzeczywistości będzie to znacznie więcej.

Rozwija się dynamicznie produkcja energii elektrycznej z paneli PV, a wkrótce dołączą wiatraki morskie. Polska osiągnie ustalone przez UE udziały produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych bez konieczności znoszenia parametru 10H, którego zniesienie może wywołać konflikty społeczne, czego świadkami byliśmy przed wprowadzeniem tego ograniczenia chroniącego ludzi przed negatywnym wpływem wiatraków.

[1] W publikacjach oddzielano części dzietne za pomocą znaku kropki.

[2] Polska Agencja Prasowa, „Na stronach Sejmu opublikowano autopoprawkę do tzw. ustawy wiatrakowej”, Serwis Samorządowy PAP, 19 grudzień 2022. https://samorzad.pap.pl/kategoria/srodowisko/na-stronach-sejmu-opublikowano-autopoprawke-do-tzw-ustawy-wiatrakowej

[3] J. L. Davy, K. Burgemeister, i D. Hillman, „Wind turbine sound limits: Current status and recommendations based mitigating noise annoyance”, Appl. Acoust., nr vol. 140, 2018, doi: https://doi.org/10.1016/j.apacoust.2018.06

[4] D. S. Michaud, S. E. Keith, K. Feder, i S. A. Voicescu, „Personal and situational variables associated with wind turbine noise annoyance”, J. Acoust. Soc. Am., t. 139, nr 1455 (2016), doi: https://doi.org/10.1121/1.4942390.

[5] Narodowy Instytut Zdrowia Publicznego, „Stanowisko Narodowego Instytutu Zdrowia Publicznego – Państwowego Zakładu Higieny w sprawie farm wiatrowych”, 2019. [Online]. Dostępne na: https://www.pzh.gov.pl/stanowisko-narodowego-instytutu-zdrowia-publicznego-panstwowego-zakladu-higieny-w-sprawie-farm-wiatrowych/

[6] R. Haac, R. Darlow, K. Kaliski, J. Rand, i B. Hoen, „In the shadow of wind energy: Predicting community exposure and annoyance to wind turbine shadow flicker in the United States”, Energy Res. Soc. Sci., t. 87, s. 102471, 2022, doi: https://doi.org/10.1016/j.erss.2021.102471. 

– Zakładane udziały źródeł odnawialnych w produkcji energii elektrycznej nie zostaną osiągnięte. Są one formułowane w OZE, natomiast wyprodukowanie tej energii wymaga odpowiedniej wielkości mocy, która jest ograniczona przez możliwości systemu elektroenergetycznego. Ta „drobna” różnica (jedna literka), pomiędzy energią (MWh) i mocą (MW) będzie przyczyną niepowodzenia polityki energetycznej w zakresie OZE [1] – pisze prof. Władysław Mielczarski w BiznesAlert.pl.

Wzrost celów polityki klimatycznej, formułowanych jako wzrost energii z OZE w systemie elektroenergetycznym, powoduje ograniczenie potencjału produkcyjnego tych instalacji w wyniku przymusowych wyłączeń (curtailment). Wyłączenia są powodowane przez brak możliwości ulokowania w systemie elektroenergetycznym mocy niezbędnej do wyprodukowania zakładanej wielkość energii OZE. Przy celach udziału OZE sięgających 50 procent, przymusowe wyłączenia OZE powodują straty od 20-34 procent potencjalnej do wyprodukowania energii. W przypadku prób osiągnięcia 70 procent udziału OZE, straty te osiągną 80 procent, a moce zainstalowane OZE przekraczają 400GW, czyli ponad 10-krotnie więcej od obecnego całkowitego poboru mocy. Osiągnięcie 90 procent udziału OZE wymagałoby instalacji tysięcy GW mocy OZE, co jest zupełnie nierealne, jak nierealna jest polityka energetyczna w tym obszarze.

Elektroenergetyka 2022

W roku 2022 zużycie energii elektrycznej w Polsce wynosiło 175TWh [2]. Produkcja energii elektrycznej w odnawialnych źródłach energii oznaczonych jako OZE_A obejmująca produkcję w instalacjach biogazowych, biomasowych i elektrowniach wodnych wyniosła 16TWh. Wzrost produkcji w tej grupie jest od lat stabilny i prawdopodobnie tak będzie w przyszłości. Produkcja energii elektrycznej w grupie oznaczonej OZE_B obejmuje produkcję przez farmy wiatrowe i panele PV wynosił 28TWh, z czego 18.8TWh [3] przypada na energię z wiatru i 9.3TWh na energię z paneli PV. Udział OZE w produkcji energii elektrycznej wynosił 25 procent, co jest blisko celu 32 procent wskazanego przez UE na 2030 rok. Wypełnienie tego celu, nawet tylko przez energię elektryczna jest realne – Tabela 1. [4]

Obciążenie mocą systemu elektroenergetycznego może być podzielone, przy pewnych uproszczeniach, na dwa charakterystyczne okresy: Lato i Zima. Obciążenie systemu elektroenergetycznego latem wynosi średnio około 22GW, a zimą 26GW. W celu utrzymania sieci elektroenergetycznej w stabilnej pracy potrzeba około 5 GW [5] ciągle pracujących mocy wytwórczych odpowiednio rozmieszczonych w sieci przesyłowej. Druga grupa wytwórców energii elektrycznej, która ma pierwszeństwo pracy to elektrociepłownie i elektrownie przemysłowe oznaczane jako nJWCD. Grupa ta jest stosunkowo niewielka w okresie letnim – około 2.5GW i znacznie większa w okresie zimowym, kiedy elektrociepłownie dostarczają ciepło. Pozostała część niezbędnej mocy może zostać dostarczona przez instalacje OZE i wynosi ona około 15GW. Taką moc OZE może przyjąć obecnie system elektroenergetyczny. Wielkość ta nie będzie ulegać istotnym zmianom, w ciągu następnych kilku lat, ponieważ zależna jest od obciążenia mocą systemu i jednostek z priorytetem pracy – Tabele 2.

Analizy wzrostu udziału OZE

Przeprowadzając analizy wzrostu udziałów OZE założono trzy główne warianty. Różnią się one udziałem OZE w produkcji energii elektrycznej: 32, 50 i 70 procent. Zakładane udziały pozwalają na obliczenie niezbędnych wielkości energii OZE, która spełni zakładane cele oraz wyznaczenie za pomocą symulacji optymalizacyjnych niezbędnych wielkości mocy odnawialnych źródeł energii, aby taka energia została wyprodukowana.

Zakładano, że cele produkcji wypełni głównie grupa OZE_B (wiatraki i panele PV), podczas gdy grupa OZE_A pozostanie relatywnie stabilna – Tabela 3.

Dokonując optymalizacji symulacyjnych przeanalizowano produkcję godzinową energii elektrycznej za cały rok 2022 podawaną w raportach PSE (www.pse.pl) oraz godzinowe zapotrzebowanie na energię elektryczną, produkcję JWCD oraz nJWCD jak również wymianę zagraniczną. Na podstawie tych danych symulowano profile godzinowe poboru energii oraz produkcję energii elektrycznej przez farmy wiatrakowe i panele PV dla danego celu udziału OZE w całkowitej produkcji [6].

Wariant 1

W wariancie 1 założono trzy opcje różniące się relacją pomiędzy mocą paneli PV i instalacji wiatrakowych. W opcji A dominującą technologią są panele PV, których moc zainstalowana wynosi 30MW, podczas gdy opcja C jest opcją zrównoważonego rozwoju pomiędzy instalacjami wiatrowymi i panelami PV. Opcja B jest opcją pośrednią.

Przeprowadzając symulacje w krokach godzinowych dla horyzontu czasowego jednego roku zakładano, że system elektroenergetyczny stara się przyjąć jak największą możliwą energię OZE, tak aby umożliwić pracę źródeł odnawialnych z jak największą mocą, co pozwala na optymalne wykorzystanie zainstalowanych mocy OZE. Wyniki symulacji dla Wariantu 1 podane są w Tabeli 4.

Założenie celu 32 procent energii ze źródeł odnawialnych powoduje konieczność wyprodukowania 52TWh przez instalacje OZE_B. W symulacjach optymalizacyjnych produkcja ta była niewiele większa od zakładanej, tak że przymusowe wyłączenie instalacji OZE_B dotyczyły nadmiaru energii wynoszącej od 0.6TWh dla Opcji A do 0.2TWh dla opcji C. Spełnienie tego celu OZE wymaga zwiększenia mocy wytwórczych OZE. W przypadku instalacji wiatrakowych zwiększenie mocy wynosiło od 1.5-2.0 w stosunku do istniejących mocy, w zależności od wybranej opcji. Dla paneli PV zwiększenie mocy zainstalowanych wynosiło od 1.9-3.2 wielkości obecnie istniejących mocy wytwórczych.

Tabela 4. Moce instalacji OZE dla Wariantu 1 wraz z produkcją energii elektrycznej. Symulacje własne.

Przeprowadzone analizy wskazują, że osiągnięcie celu 32 procent OZE jest możliwe przy znacznych inwestycjach w nowe instalacje, zarówno wiatrakowe, jak i paneli PV. Optymalna alokacja nowych mocy wytwórczych, jak wskazują przeprowadzone symulacje, będzie prowadziła do stosunkowo małych nadmiarów energii z OZE i niewielkich przymusowych wyłączeń instalacji OZE – Tabele 4.

Wariant 2

Wariant 2 dotyczył założenie, że udział źródeł odnawialnych w produkcji energii elektrycznej będzie wynosił 50 procent. Chociaż ustalonym celem OZE na rok 2030 jest 32 procent, to toczą się dyskusje o zwiększeniu i to znacznym tego celu. Niezależnie czy cel na 2030 r. zostanie zwiększony i ile, polityka energetyczna będzie dążyła do zwiększenia celów OZE, które mają osiągnąć nawet 100 procent produkcji energii elektrycznej.

W Wariancie 2 podobniej jak poprzednio, zakładano trzy opcje różniące się relacjami mocy zainstalowanych w farmach wiatrowych i panelach PV. Opcję A cechuje duża moc paneli PV, podczas gdy Opcja C jest opcją zrównoważoną, a opcja B jest opcją pośrednią. Wielkości odpowiadające opcjom Wariantu 2 pokazane są w Tabeli 5.

W przypadku Wariantu 2 zakładającego udział produkcji OZE na poziomie 50 procent wyprodukowana energia z OZE musi wynosić co najmniej 88TWh. Aby taką energię wyprodukować potencjał generacji energii ze źródeł odnawialnych grupy OZE_B wynosić od 111-133TWh, różnice te wynikają z różnych wielkości mocy podlegających przymusowym wyłączeniem. Przymusowe wyłączenie OZE powodują, że od 22.6-45.3TWh energii elektrycznej z OZE nie zostanie wyprodukowane (Nadmiar) ze względu na ograniczenia alokacji mocy w systemie elektroenergetycznym.

Wariant 50 procent energii ze źródeł odnawialnych wymaga bardzo dużych inwestycji. Moce instalacji wiatrowych powinny wzrosnąć od 2.9-3.7 razy w stosunku do obecnie zainstalowanych, a w przypadku paneli PV wzrost ten wynosi od 4.8-7.5 razy w stosunku do mocy istniejących w 2022 roku. Uwagę zwraca ponad 30 procent niewykorzystanych zdolności wytwórczych energii z OZE ze względu na przymusowe wyłączenia. Opcja ta jest mało realna -Tabela 6.

Tabela 6. Wyniki optymalizacji dla Wariantu 2. Symulacje własne.

Wariant 3

Wariant 3 zakłada udział energii z OZE na poziomie 70 procent całej produkowanej energii elektrycznej. Podobnie jak w przypadku poprzednich wariantów, opcje A, B i C pokazują różne relacje pomiędzy mocami zainstalowanymi na farmach wiatrowych i w panelach PV. Przyjęcie poziomu 70 procent energii ze źródeł odnawialnych powoduje konieczność osiągnięcia przez instalacje OZE wielkości mocy ponad 400GW – Rys.7

Założenie 70 procent energii z OZE wymaga wyprodukowania 128TWh energii w instalacjach OZE_B.

Wyprodukowanie takiej ilości energii powoduje znaczne zwiększenie mocy instalacji wiatrowych od 175 do 225GW (od 21.3 do 27.4 razy więcej od istniejących mocy) i mocy paneli PV od 200 do 300GW (od 16.7 do 25 razy więcej od istniejących mocy wytwórczych PV). Tak duże moce zainstalowane powodują, że potencjalne zdolności produkcyjne instalacji OZE wynoszą od 639TWh do 670TWh. Jednak tylko niewielka część z tych zdolności produkcyjnych jest wykorzystana, ponieważ zachodzi konieczność przymusowych wyłączeń OZE – Tabela 8. Opcja ta jest całkowicie nierealna.

Tabela 8. Wyniki optymalizacji dla Wariantu 3. Symulacje własne.

Podsumowanie

Symulacje optymalizacyjne pokazały, że realne jest osiągnięcie celu 32 procent udziału OZE, chociaż przy bardzo dużych inwestycjach w moce wytwórcze instalacji odnawialnych źródeł energii. Utracone potencjalne zdolności produkcyjne są na poziomie 1 procent. Zwiększenie udziału energii ze źródeł odnawialnych do 50 procent powoduje konieczność bardzo dużych inwestycji w moce źródeł odnawialnych, przy jednoczesnym niewykorzystaniu potencjału produkcji od 20-34 procent. Opcja ta jest mało realna.

Natomiast zwiększenie udziału OZE do 70 procent powoduje nie tylko konieczność inwestycji w moce źródeł odnawialnych na poziomie ponad 10-krotnie większym niż całe zapotrzebowanie na energię elektryczną, ale także olbrzymie niewykorzystanie możliwości produkcyjnych OZE sięgające 80 procent potencjalnych możliwości. Opcja ta jest całkowicie nierealna.

Mielczarski: Polska stoi przed widmem wojny falowników przez problemy OZE (ANALIZA)

Symulacje wskazują na uzasadnienie techniczne dla udziału energii z OZE na poziomie 32-40 procent. Większe udziały OZE w produkcji energii elektrycznej są mało realne, co powoduje, że zastąpienie źródeł konwencjonalnych produkcji energii elektrycznej przez źródła odnawialne jest również mało realne [7]. Założenia polityki energetycznej w obszarze OZE nie są możliwe do realizacji.

Wykorzystanie magazynów energii może poprawić wykorzystanie energii na poziomie kilku procent. Wielkoskalowe (moce dziesiątek czy setek MW) nie istnieją, a szansa na ich techniczne wdrożenie jest niewielka, nie mówiąc już o potrzebie inwestycji na poziomie dziesiątek miliardów.

Podane wielkości ograniczeń w produkcji OZE nie uwzględniają ograniczeń wynikających z przepustowości sieci elektroenergetycznych. W warunkach polskich ograniczenia sieciowe, ze względu na lokalizację źródeł OZE mogą zwiększyć przymusowe wyłączanie OZE o 30-50 procent.

[1] Przedstawione tabele i wykresy są wybraną częścią wyników prowadzonych w Instytucie Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej prac nad udziałami energii ze źródeł odnawialnych w systemach elektroenergetycznych.
[2]Dane szacunkowe. W dniu pisania publikacji były dostępne dane do grudnia 2022.
[3]W pracy konsekwentnie używano oddzielania części dziesiętnych za pomocą „kropki”.
[4]Całkowite dane dotyczące roku 2022 są jeszcze niedostępne w dniu pisania artykułu. Wielkości pokazane w Tabeli 1 są estymacją z dostępnych danych za 11 miesięcy.
[5]Dokładna liczba tzw. must-run sieciowych nie jest publikowana. Podana wielkość 5GW wynika z estymacji bazujących na raportach pracy systemu elektroenergetycznego.
[6]Praca wykorzystuje metodę analiz warunkowych.
[7]Przy posługiwaniu się analizą warunkową może zawsze zdarzyć się, że nie wszystkie zakładane warunki zostaną dokładnie spełnione. Jednak przy analizie w horyzoncie jednego roku (8760h) odchylenie dla danej godziny są kompensowane odchyleniami dla kolejnych godzin.I wnioski końcowe będą takie same.

Premier chce liberalizacji ustawy odległościowej, która uwolni środki KPO

Czarny czwartek OZE pokazał, że do wielu miliardów wydanych na rozwój odnawialnych źródeł energii trzeba będzie dodać dziesiątki miliardów strat z powodu braku energii elektrycznej, o ile nie utrzymamy dostatecznej wielkości dyspozycyjnych mocy wytwórczych, tylko jakich: Atom – może po 2035 roku? Gaz ziemny – skąd? Zostaje węgiel lub ciemność – pisze prof. Władysław Mielczarski z Politechniki Łódzkiej.

Transformacja Energetyczna zakłada dekarbonizację elektroenergetyki i oparcie się na odnawialnych źródłach energii elektrycznej. Jednak działanie takie niesie ze sobą duże ryzyko. Panele PV pracują 1000 godzin rocznie, wiatraki na lądzie 2300 godzin, na Morzu Bałtyckim 3500 godzin, a przecież rok ma 8760 godzin. Jest więc oczywiste, że źródła odnawialne mogą być tylko dodatkiem do elektrowni zawsze dyspozycyjnych, które mogą produkować energię elektryczną niezależnie od warunków atmosferycznych. Ostatni tydzień, a szczególnie czwartek, Czarny czwartek źródeł odnawialnych, pokazał, że bez elektrowni w pełni dyspozycyjnych zabraknie energii elektrycznej dla społeczeństwa i gospodarki.

W czwartek 24 listopada 2022 roku produkcja energii elektrycznej z elektrowni wiatrowych wynosiła średnio 175MWh_h, na ponad 7000MW zainstalowanych mocy w elektrowniach wiatrowych. Jest to 0,4 procent całej produkcji energii elektrycznej w tym dniu. Produkcja energii elektrycznej z paneli PV wyniosła w czwartek średnio na godzinę, przy założeniu pracy od 7-16, około 320MW_h na ponad 11000MW zainstalowanych mocy wytwórczych. Jest to 0,5% energii elektrycznej wyprodukowanej w tym dniu – Rys. 1.

Nie dużo lepiej było w ciągu pięciu dni roboczych okresu 21-25 listopada 2022 roku. Produkcja energii elektrycznej z elektrowni wiatrowych wynosiła średnio 1200MWh_h, na ponad 7000MW zainstalowanych mocy, co stanowiło 2,7 procent energii elektrycznej potrzebnej w tym okresie. Produkcja energii elektrycznej z paneli PV wynosiła w okresie pięciu dni roboczych średnio 674MWh_h na ponad 11000MW zainstalowanych mocy wytwórczych, co stanowiło 0,8 procent zapotrzebowania na energię elektryczną w tym okresie – Rys. 2.

W całym okresie 21-24 listopada 2022 roku produkcja z elektrowni systemowych węgla brunatnego i kamiennego osiągała 75 procent całego zapotrzebowania. Dodatkowo elektrociepłownie, w większości korzystające z węgla kamiennego, produkowały ponad 21 procent potrzebnej energii elektrycznej. Energia ze źródeł odnawialnych stanowiła ledwo zauważalny margines – Rys. 3.

To był tylko jeden tydzień w 2022 roku, jednak takich tygodni i dni może być więcej. Tym razem zdołano dostarczyć energię elektryczną wszystkim potrzebującym odbiorcom, ponieważ działają jeszcze elektrownie węglowe. Jednak w miarę postępującej w ramach Transformacji Energetycznej dekarbonizacji, moce dyspozycyjnych elektrowni węglowych będą malały i nie będzie możliwości zbilansowania zapotrzebowania, kiedy kopalnie i elektrownie węglowe zostaną zlikwidowane.

Tylko trzy technologie wytwarzania energii elektrycznej mogą dostarczać energię elektryczną w każdych warunkach. Elektrownie jądrowe, które być może powstaną, ale nie wcześniej niż po 2035 roku. Gaz ziemny, którego dla wielkoskalowej energetyki byłoby potrzeba około 30 mld m sześc. rocznie, ponad obecne zapotrzebowanie i przy założeniu 50 procent produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych jest mało realną opcją. Zostaje węgiel, który jako jedyne paliwo może gwarantować ciągłość dostaw energii elektrycznej i bezpieczeństwo energetyczne.

Jedna awaria systemowa wywołana brakiem mocy wytwórczej może spowodować wielomiliardowe straty i zdestabilizować działanie gospodarki. Tym razem nam się udało, bo były elektrownie węglowe i górnicy dostarczyli paliwa. Kiedy zdekarbonizujemy gospodarkę, to każda późno-jesienna flauta może oznaczać ciemności i brak ogrzewania. Warto zrewidować nierealne plany Transformacji Energetycznej zanim nie będzie za późno.

Gajowiecki: Nie róbmy bubla prawnego z liberalizacji ustawy odległościowej (ROZMOWA)

Uwolnienie rynku od monopolu giełdowego i ograniczenia na rynku bilansującym będą skutkować znacznymi spadkami cen energii elektrycznej. Jednak wciąż pozostaje zagrożenie nadmiernym eksportem i nieodpowiednimi działaniami URE. W dłuższym okresie realizacja polityki energetycznej i dekarbonizacja będą powodować znaczną presję na wzrost cen energii elektrycznej – pisze prof. Władysław Mielczarski w komentarzu dla BiznesAlert.pl.

Uwolnienie rynku

Monopol giełdowy (100 procent obligo giełdowe) w połączeniu z systemem cen krańcowych tworzył mechanizm spekulacyjny prowadzący do tego, że ceny na giełdzie energii elektrycznej przekraczały dwu-trzykrotnie uzasadnione koszty produkcji energii elektrycznej w elektrowniach decydujących o wysokości cen (price makers). Do spekulacyjnych cen dochodziły koszty przymusowego uczestnictwa w giełdzie oraz koszty depozytów, które szybko rosły ze względu na wysokie ceny energii oraz coraz wyższy koszt pieniądza.

Sejm RP w pierwszym czytaniu, w dniu 29 września 2022 roku, zdecydował o uwolnieniu rynku giełdowego i zniesienie jego monopolu. Ograniczono również ceny w ofertach bilansujących, co spowoduje zmniejszenie cen na całym rynku energii elektrycznej i jego stabilizację.

Nastąpi obniżenie cen na giełdzie energii, zarówno na rynku spot, jak i na rynku terminowym, ponieważ ceny giełdowe muszą dostosować się do cen rynku bilansującego, a nawet być od tych cen niższe. Zniesienie przymusu giełdowego pozwoli na swobodne przenoszenie wolumenów obrotu, prawdopodobnie dosyć dynamiczne w pierwszym okresie, pomiędzy giełdą i rynkiem bilansującym.

Rynek energii elektrycznej był tak bardzo rozchwiany, że konieczna była jego stabilizacja i ograniczenie mechanizmów spekulacyjnych. O ile zniesienie monopolu giełdowego jest decyzją trwałą, to ograniczenie cen ofertowych będzie obowiązywać do końca 2023 roku.

Giełda energii w nowym systemie

Uwolnienie handlu energią elektryczną i zniesienie monopolu giełdowego oznacza, że będzie więcej swobody w sposobie handlu energią, ale nie oznacza to całkowitego odejścia od handlu giełdowego. Z pewnością zbliżone do obecnych obroty zachowa rynek dnia następnego, ale obroty na rynku terminowym mogą ulec zmianom, szczególnie w pierwszym okresie działania nowego systemu.

Giełda energii elektrycznej będzie dalej funkcjonować ale na zasadzie swobodnego wyboru, tak jak to było przez prawie cały okres działania rynku energii elektrycznej w Polsce. Powstał on w 2000 roku jako rynek bilateralny z giełdą energii, jako segmentem dobrowolnego wyboru oraz rynkiem bilansującym, równoważącym fizycznie i centralnie, podaż i popyt na energię elektryczną.

Monopol giełdowy wprowadzono w 2019 roku i początkowo jego negatywne oddziaływania były ograniczone na skutek zamrożenia gospodarki w okresie pandemii. Kiedy gospodarka zaczęła ponownie rozwijać się, monopol giełdowy ujawnił swoje negatywne strony. Okres monopolu giełdowego już minął i może on być ostrzeżeniem przed próbami monopolizacji rynków w przyszłości.

Wzrost wolumenu rynku bilansującego

Z pewnością, szczególnie w pierwszym okresie działania nowego systemu, należy spodziewać się wzrostu wolumenu obrotu na rynku bilansującym. Jednak rynek bilansujący jest tak skonstruowany, że może przenosić nawet 100 procent obrotu energii elektrycznej i robił to przez całe lata. Trzeba pamiętać, że do 2010 roku, od kiedy nałożono na elektrownie mające kontrakty długoterminowe obowiązek składania ofert na giełdzie energii, przepływało przez giełdę energii zaledwie kilka procent całego obrotu energią elektryczną, a resztę rynku stanowił rynek bilansujący.

Polski rynek bilansujący jest stabilny i pozwoli również, poprzez przeniesienie zwiększonych obrotów, w stabilizacji całego rynku energii elektrycznej, po okresie znacznej spekulacji cenowej.

Niebezpieczeństwo nadmiernego eksportu

Nowy system stabilizacji cen energii spowoduje, że ceny energii elektrycznej w Polsce będą jedne z najniższych w Europie. Może to skutkować próbami wytransferowania taniej energii z Polski na rynki zagraniczne, co pogłębiałoby braki energii na rynku krajowym. Jednak przepływy międzysystemowe mogą być tak regulowane, aby nie prowadzić do nadmiernego eksportu i destabilizacji rynku krajowego, zachowując jednocześnie wszystkie regulacje Unii Europejskiej.

Przepustowość połączeń transgranicznych w danym okresie jest wyznaczana przez programy rozpływów mocy, które biorą pod uwagę profile obciążenia, produkcji, wielkość rezerw mocy oraz szereg innych parametrów istotnych dla bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego.

Sytuacja z dostawami paliw, dyspozycyjnością jednostek wytwórczych oraz problemy z przepływami w liniach elektroenergetycznych, powodowanych w znacznym stopniu przez chaotyczny rozwój odnawialnych źródeł energii, jest tak trudna, że prawidłowe uwzględnienie tych elementów w programach obliczających zdolności przepustowe połączeń transgranicznych z pewnością nie doprowadzi do pogłębienie trudności na rynku krajowym.

Wielkość dyspozycyjnych przepustowości połączeń transgranicznych ma wpływ nie tylko na bezpieczeństwo pracy systemu elektroenergetycznego, ale na całą gospodarkę. Pokazuje to doświadczenie z 2019 roku, kiedy do polskiego systemu wpłynęło ponad 13TWh energii elektrycznej z zagranicy, często subsydiowanej, redukując zapotrzebowanie na krajowy węgiel o ponad 5 mln ton.Skutkowało to koniecznością zwiększenia dotacji, aby utrzymać zdolności wydobywcze kopalń w kolejnym roku i odbyło się kosztem krajowych odbiorców energii elektrycznej przy znacznych zyskach importerów.

Konieczność odpowiedniego działania URE

Wejście w życie nowego systemu nastąpi prawdopodobnie w połowie listopada 2022 roku. Do tego czasu system elektroenergetyczny, rynek energii i odbiorcy będą funkcjonować i zawierać transakcje. Chociaż są pewne różnice w dostępnych informacjach, to ocenia się, że w końcu września 2023 roku kontrakty terminowe na 2023 rok obejmowały ponad 50 procent produkcji energii elektrycznej z cenami około 1400zł/MWh.

Oznaczałoby to, że po wprowadzeniu nowego systemu i spadku cen do załóżmy 700zł/MWh, duża część odbiorców miałaby zakontraktowaną energię elektryczną po cenach dwukrotnie większych od cen rynkowych. Skompensowanie takiej różnicy wymagałoby przepływów środków finansowych na poziomie 50 mld zł, co jest wielkim wyzwaniem dla regulacji taryfowych.

Obserwując obecne działanie URE od strony skuteczności czy szybkości reakcji, a także niezbyt odpowiedzialnych zachowań, jak wspieranie monopolu giełdowego, kosztem odbiorców energii elektrycznej, można mieć wątpliwości czy przyszłe zadania nie przerastają obecnego Urzędu Regulacji Energetyki.

Mielczarski: Monopol handlu energią elektryczną powoduje wysokie ceny