W związku unijną strategią klimatyczną, Zielonym Ładem, można ostatnio zaobserwować nad Wisłą kolejne fale rządowych programów, oferujących wsparcie zarówno dla przedsiębiorców jak i zwykłych obywateli w zakresie inwestycji w tzw. czyste technologie. W efekcie do polskiej energetyki na stałe weszły pojęcia prosumenta, zeroemisyjności itp. Wprowadzane innowacje niewątpliwie pomagają podążać wspólnie obraną ścieżką ku neutralności klimatycznej, lecz mogą jednocześnie nieść ze sobą wiele niedogodności a nawet zagrożeń – pisze Filip Czeredys ze Studenckiego Koła Naukowego Energetyki na SGH, partnera BiznesAlert.pl.
Mój Prąd, Moje Ciepło…
Zgodnie z prognozami zużycia energii odnawialnej w latach 2020–2040, przedstawionymi w Polityce Energetycznej Polski do 2040 roku, po dwóch najbliższych dekadach należy spodziewać się ponad 28 – procentowego udziału OZE w zużyciu energii końcowej brutto, w tym 39,7 procent w elektroenergetyce oraz 34,4 procent w ciepłownictwie i chłodnictwie.Dla obu kategorii, jednym z filarów tej strategii będzie fotowoltaika, której moc zainstalowaną do roku 2030 przewidywano na 5–7 GW. Szczególnie istotną rolę przypisuje się jej w kontekście mikroinstalacji, mających wytwarzać energię elektryczną na potrzeby gospodarstw domowych lub przedsiębiorstw. Co więcej, planowany jest także rozwój hybrydowych instalacji grzewczych, opartych na współpracy PV oraz zasilanego przez nie urządzenia grzewczego – pompy ciepła. Wzrost liczby takich układów mogą stymulować rządowe inicjatywy jak „Mój Prąd”, „Energia Plus”, „Czyste powietrze” czy „Moje Ciepło”.
Pierwsze dwie są dedykowane rozwojowi instalacji fotowoltaicznych. Szczególnie dużym zainteresowaniem cieszy się, oczekujący na kolejną, czwartą już edycję, program „Mój Prąd”. Począwszy od 2019 roku, oferowane przez Ministerstwo dopłaty jak i korzystne warunki rozliczania prosumentów, zaowocowały zauważalnym wzrostem liczby mikroinstalacji oraz ich łącznej mocy, która w październiku 2021 przekroczyła 5 GW, osiągając tym samym dolną granicę wyznaczonego celu na 2030 rok. Można przypuszczać, że nawet mimo wprowadzenia nowego, uznawanego za mniej korzystny, systemu rozliczania prosumentów (net billing) czy obniżenia wysokości dopłat (3000 zł zamiast 5000zł), obserwowany trend będzie się utrzymywał. Dodatkową zachętą dla potencjalnych wnioskodawców ma być zapowiadane, zwiększone dofinansowanie dla osób deklarujących chęć inwestycji w magazyn energii lub ładowarki do samochodu elektrycznego. Nie należy też ignorować obecnej sytuacji na rynku, charakteryzującej się wysokimi cenami energii elektrycznej, uderzającymi w kieszenie Polaków. Perspektywa przynajmniej częściowej niezależności energetycznej wraz z rosnącą konkurencyjności w branży PV (spadającymi kosztami urządzeń oraz ich montażu), stanowiłyby silny bodziec do dalszego rozwoju prosumentów, nawet niezależnie od rządowych programów.
Choć rozwój pomp ciepła nie jest tak dynamiczny jak fotowoltaiki, liczba tych urządzeń stale rośnie, dzięki inicjatywom pokroju „Czystego powietrza”, w ramach którego już ponad 17 procent złożonych wniosków o dofinansowanie dotyczy właśnie pomp ciepła. Dalszy wzrost udziału zeroemisyjnych technologii w ciepłownictwie ma zapewnić zapowiadane przez NFOŚiGW „Moje Ciepło”, oferujące dopłaty na poziomie 7–21 tys. zł, w zależności od rodzaju instalacji (najwyżej dotowane będą modele gruntowe). Ze względu na wymagania, dotyczące efektywności energetycznej, ze wsparcia skorzystają głównie właściciele budynków, spełniających standardy wyższe niż obecnie obowiązujące tj. WT 2021. Z jednej strony ograniczy to liczbę potencjalnych beneficjentów, z drugiej może stanowić dodatkową zachętę do inwestycji w droższe, ale bardziej wydajne rodzaje pomp ciepła, zdolne samodzielnie zapewnić komfort termiczny. Dla mieszkańców domów o niższych standardach istnieje też pośrednie rozwiązanie w postaci Ulgi Termomodernizacyjnej, pozwalającej odliczyć od podstawy obliczenia podatku wydatków poniesionych na realizację przedsięwzięcia termomodernizacyjnego w budynku mieszkalnym jednorodzinnym. Do tej pory ulgę można było łączyć np. z „Czystym Powietrzem”, co być może będzie kontynuowane w ramach „Mojego Ciepła”(brak jednak szczegółowych informacji na ten temat).
Choć w założeniu połączenie instalacji wytwarzającej czystą energię elektryczną z innym urządzeniem, wykorzystującym ją do ogrzewania budynku brzmi niezwykle atrakcyjnie, w praktyce niesie ze sobą również wiele potencjalnych trudności, nie tylko dla samego właściciela instalacji.
…nasze problemy
Nie od dziś wiadomo, że zasadniczą wadą OZE jest ich zależność od warunków pogodowych a co za tym idzie niesterowalność. W warunkach polskich, na tle wszystkich źródeł odnawialnych, najgorzej wypada właśnie fotowoltaika, czego przyczyną jest stosunkowo mała liczba godzin słonecznych (szacunkowo 1600 h/a) oraz ich nierównomierne rozłożenie w roku (średnio 75 procent tego czasu przypada w okresie kwiecień – wrzesień). Reasumując posiadacz paneli PV cieszyłby się darmową, czystą energią w sezonie wiosenno – letnim, podczas gdy na jesień oraz zimę, musiałby przez większą czasu zapomnieć o istnieniu takiej instalacji.
Odwrotnie jest w przypadku pomp ciepła, których okres najintensywniejszej eksploatacji z wiadomych względów przypada właśnie w sezonie jesienno-zimowym. Najczęściej stosowanym komercyjnie rodzajem pomp ciepła są modele sprężarkowe, które ze względu na posiadane urządzenie kompresujące charakteryzują się dużym zapotrzebowaniem na moc. Ponadto jako instalacje przeznaczone do zapewnienia komfortu cieplnego mieszkańcom, pompy ciepła będą pracowały w sezonie grzewczym przez większą część dnia, zużywając duże ilości energii elektrycznej.
Nietrudno zatem dostrzec, że sprzężenie obu instalacji będzie cechowało się dużą niestabilnością. W zależności od pory roku, dnia czy warunków pogodowych przykładowy posiadacz układu hybrydowego może w jednej chwili zmagać się z nadprodukcją energii elektrycznej (np. w środku ciepłego, letniego dnia) a innym razem będzie „ratował się” energią z sieci (np. w pochmurnym dniu zimy). Wraz ze zwiększaniem się liczby takich przypadków, opisywane zjawisko może przybrać rozmiary, zagrażające stabilności pracy lokalnej sieci dystrybucyjnej. W sytuacji nałożenia się na siebie kilku losowych zdarzeń, niepodjęcie jakichkolwiek środków zaradczych przy dalszym utrzymywaniu się opisywanego trendu, być może zagroziłoby nawet większej części istniejącego systemu, w szczególności jeśli problem wystąpi w wielu miejscach jednocześnie.
W celu przeciwdziałania takim scenariuszom, zalecane jest podejmowanie kroków na rzecz zwiększenia elastyczności systemu elektroenergetycznego. Należą do nich często postulowane inwestycje w nowe jednostki wytwórcze bądź rozbudowa zdolności magazynowych. Działania te niewątpliwie byłyby przydatne w przypadku np. zasilania z góry określonej liczby odbiorców przez większych rozmiarów jednostkę wytwórczą OZE (np. farma offshore). Inaczej jednak wygląda sytuacja, gdy rozważani użytkownicy są rozproszeni po całej Polsce. Wtedy makroskalowe podejście byłoby prawdopodobnie nieopłacalne i niepraktyczne.
Zwalczać ogień ogniem
Rozwiązaniu kwestii zarządzania rozproszonymi prosumentami, mogłoby posłużyć przeskalowanie proponowanych wyżej rozwiązań adekwatnie do rozmiaru i zasięgu problemu. W efekcie, potencjalnie pogłębiające się zagrożenie niezbilansowaniem może zostać złagodzone poprzez działania podjęte wyłącznie na poziomie określonej, względnie niedużej zbiorowości.Do potencjalnych środków zaradczych można zaliczyć budowę wymienionego już wcześniej magazynu energii (np. bateryjnego), który w takim wariancie byłby nie tylko tańszy, ale i stosunkowo łatwiejszy w pozyskaniu niż jego wielkoskalowy odpowiednik. Kolejny element bilansujący stanowiłaby nieduża, lokalna jednostka wytwórcza, zasilana np. paliwem gazowym, które w odpowiednich warunkach otoczenia oraz implementacji rozwiązań postulowanych w ramach wspieranej rządowo Gospodarki Obiegu Zamkniętego pochodziłoby z odpadów (rolniczych, komunalnych itp. ). W przyszłości, zakładając dostępność odpowiednich technologii, substytutem dla (bio)gazu mógłby być wyprodukowany z nadwyżek energii wodór. Cała koncepcja, choć brzmi zachęcająco, potrzebuje jeszcze swoistego szkieletu, pozwalającego nie tylko sprząc wszystkie kluczowe elementu energetycznej układanki, ale również je kontrolować w sposób jak najbardziej efektywny.
Taką funkcję mogłyby spełniać, coraz częściej wspominane, mikrosieci niskiego napięcia, których zadaniem byłoby właśnie łączenie zakładanej liczby odbiorców w specjalnie zaprojektowane do tego struktury. Takowych mamy różne rodzaje.
Pierwszym z nich są utility microgrids tj. struktury posiadające połączenie z publiczną siecią dystrybucyjną, ale będące w stanie np. w przypadku awarii, przejść w tryb nawet całkowitej niezależności (tryb wyspowy).
Kolejną kategorią są tzw. industrial microgrids, dedykowane głównie obiektom przemysłowym, wymagającym możliwie niezawodnych dostaw energii elektrycznej o jak najwyższych parametrach jakościowych. Ponadto, wzrost świadomości konsumentów w zakresie wpływu działalności człowieka na środowisko powoduje, że coraz więcej firm podejmuje działania na rzecz Zrównoważonego Rozwoju, wprowadzając racjonalną gospodarkę surowcową, zeroemisyjne technologie a także zwiększając efektywność energetyczną, poprzez wykorzystywanie mniej energochłonnych urządzeń lub ciepła odpadowego z procesów technologicznych (huty, fabryki). Każda inwestycja będzie wymagała jednak dalszych usprawnień procesu zarządzania energią, integracji poszczególnych urządzeń oraz ciągłego monitorowania pracy wszystkich elementów układu. Modernizacja obiektów przemysłowych a w szczególności całych kompleksów stanowi idealną okazję do implementacji nowoczesnych rozwiązań w postaci mikrosieci wraz niezbędną automatyką oraz układami sterowania, służących zapewnieniu możliwie efektywnego funkcjonowania zakładu.
Innym, wymienianym typem mikrosieci są remote microgrids, które zgodnie z nazwą opisują struktury oddalone, zaprojektowane do całkowicie samodzielnej pracy. Ich niewątpliwą zaletą jest możliwość stworzenia całkowicie spersonalizowanego systemu, obsługującego obszar wyizolowany z powodów geograficznych lub po prostu odległy od odpowiedniej infrastruktury np. z powodu jego niedostatecznego rozbudowania.
Mówi się, że „nie należy rozmieniać się na drobne”. Może w tym przypadku jest to wręcz wskazane, bo choć opisywane rozwiązania nie są gotowym remedium na nadchodzące wyzwania, niewątpliwie stanowią zagadnienie, któremu powinno się uważniej przyjrzeć. Dzięki temu takie struktury mogłyby w przyszłości na stałe zaistnieć w krajowej energetyce, wspierając transformację przedsiębiorstw lub mniejszych społeczności w ramach realizowanych programów jak zyskujące na popularności Klastry Energii.
Tretyn: Czy strategia energetyczna Polski wymaga rewizji? (ANALIZA)
