Transformacja polskiej gospodarki bez rozproszonej energetyki się nie obejdzie 

Zielona rewolucja rodem z Brukseli 

Transformacja energetyczna jest konieczna. Wynika to między innymi z wieku obecnie eksploatowanej infrastruktury energetycznej, rozwoju technologicznego, czwartej rewolucji przemysłowej, czy procesu migracji ludności do największych miast. Kierunek trwających w Polsce zmian niewątpliwie został wskazany w Brukseli i jest realizowany pod marką Europejskiego Zielonego Ładu (European Green Deal). 

Wskutek partycypacji Polski w Europejskim Zielonym Ładzie, transformacja energetyczna naszego państwa w ostatecznym rozrachunku dość spójnie – choć niekoniecznie sprawnie – kieruje się w stronę wskazanych przez Komisje Europejską celów, tj.: 

• emisji gazów cieplarnianych na poziomie zerowym do 2050 roku (liczonych netto); 

• oddzielenia wzrostu gospodarczego od zużywania zasobów naturalnych; 
• sprawiedliwej transformacji, co oznacza wyrównania komfortu życia w różnych częściach Unii Europejskiej. 

Europejski Zielony Ład jest holistycznym programem gospodarczym, obejmującym zasięgiem swojej ingerencji sektory: rolnictwa, transportu, produkcji, finansów, badań naukowych, a także budownictwa, jednakże fundamentalna część polityki klimatycznej dotyczy sektora energetycznego. Wynika to z faktu, że ponad 75 procent emisji gazów cieplarnianych produkowanych na obszarze Unii Europejskiej pochodzi z produkcji i wykorzystywania energii elektrycznej. Warto zaznaczyć, że mówimy o rodzaju energii, której z uwagi na procesy czwartej rewolucji przemysłowej potrzebujemy i wciąż będziemy potrzebować coraz więcej. 

Wyzwanie zwiększenia zapotrzebowania na energię elektryczną, przy jednoczesnym ograniczaniu źródeł emisyjnych, wiąże się obecnie z wyłącznie dwoma możliwymi odpowiedziami. Pierwszą jest energetyka jądrowa, która pomimo bycia jednym z pierwszych spoiw Wspólnot Europejskich (EUROATOM), obecnie w Unii Europejskiej budzi zmienne emocje. Drugą są odnawialne źródła energii, w tym szczególnie promowane w europejskich komunikatach fotowoltaika, energetyka wiatrowa i technologie wodorowe. 

Według raportu Instytutu Energetyki Odnawialnej, w 2022 roku sama energetyka słoneczna przekroczyła moc 200 GW (globalnie szacuje się, że PV łącznie odpowiada za 1000 GW mocy), a zgodnie z założeniami EU Solar Energy Strategy do 2030 roku ma osiągnąć moc 600 GW. 

Polski pomysł na energetykę odnawialną 

Jeżeli spojrzymy na uśrednioną produkcję energii elektrycznej w Polsce w 2023 roku, to okaże się, że wciąż dominującymi źródłami energii elektrycznej są źródła emisyjne (74 procent), w tym zwłaszcza węgiel kamienny (43 procent), węgiel brunatny (21 procent) i gaz ziemny (8 procent). Jednocześnie za pozostałe 26 procent odpowiadają źródła odnawialne, w tym: lądowa energetyka wiatrowa (14 procent) i fotowoltaika (9 procent).  

Źródło: Instytut Jagielloński 

Spośród wymienionych źródeł energii, największą dynamiką wzrostu cechuje się – co oczywiste – fotowoltaika (rok do roku wzrost na poziomie 61 procent i to pomimo zmiany rozliczeń oraz ograniczenia wsparcia z programu Mój Prąd). Z końcem pierwszego kwartału 2023 roku ogólna moc zainstalowana w fotowoltaice przekroczyła 13 GW! 

W kontekście energetyki słonecznej niezwykle ciekawym tematem jest struktura właścicielska dotycząca instalacji fotowoltaicznych. Gdy na świecie dominują duże farmy fotowoltaiczne należące często do spółek zawodowo zajmujących się energetyką lub funduszy inwestycyjnych, tak w Polsce dominuje rozdrobniony rynek fotowoltaiczny oparty o mikroinstalacje należące do pojedynczych prosumentów. Udział prosumentów wynosi 74 procent, gdy małe instalacje fotowoltaiczne (50-1000 kW) odpowiadają za 21 procent, natomiast duże farmy fotowoltaiczne składają się na zaledwie 5 procent rynku. 

Te proporcje pewnie zmienią się w najbliższym czasie, ponieważ równolegle do zwalniającego tempo rozwoju instalacji prosumenckich, finalizowane jest wiele inwestycji w małe i duże farmy fotowoltaiczne, w tym realizowane przez polskie koncerny energetyczne, jak na przykład inwestycja Grupy TAURON w Mysłowicach, która finalnie sięgnie 100 MW mocy. 

Rosnąca ilość odnawialnych źródeł energii, w tym zwłaszcza podatnej na kaprysy warunków pogodowych fotowoltaiki, generuje pewne problemy. Są one szczególnie znane inżynierom z podwarszawskiego Konstancina, którzy na co dzień odpowiadają za utrzymanie ciągłości dostaw energii elektrycznej do polskich fabryk i gospodarstw domowych. 

Jak wskazuje Instytut Jagielloński, konieczne jest uelastycznienie pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, w związku z wyższą godzinowo penetracją energii z PV (zjawisko duck curve, czyli niskiego zapotrzebowania rezydualnego w godzinach solarnych, szybki wzrost zapotrzebowania po południu i wieczorem), a także: „niższe poziomy inercji i podwyższone wskaźniki rate of change of frequency (RoCoF) rodzące potencjalne problemy z utrzymaniem częstotliwości w obliczu awarii jednostek wytwórczych bądź problemy z utrzymaniem kształtu krzywej napięcia (tzw. system strength) po awarii, a także możliwe problemy w pokrywaniem szczytów zapotrzebowania (gdy wiatr nie wieje i słońce nie świeci). Problemy z wyższymi niż obecnie wolumenami nadmiarowej energii z OZE (obserwowane choćby w 2023 roku i skutkujące koniecznością redukcji wytwarzania z lądowej energetyki wiatrowej – tzw. curtailment). Co ciekawe, duck curve stanie się silnie widoczny także zimą, gdzie historycznie (np. rok 2022) produkcja  
z fotowoltaiki był niska z uwagi na relatywnie niską moc zainstalowaną i słabsze nasłonecznienie. Przy 27 GW mocy fotowoltaiki, nawet zimą można spodziewać się 6-8 GW produkcji”. 

Rozproszenie z nami zostanie 

Wskazane wyzwania, w kierunku których zmierza polska energetyka są wielopłaszczyznowe, co jeszcze bardziej komplikuje już i tak skomplikowany obszar. W związku z tym niewątpliwie nie ma jednego dobrego rozwiązania na wsparcie Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Stałym elementem nowego ekosystemu towarzyszącego zawodowej energetyce niewątpliwie są społeczności energetyczne. 

Unia Europejska wprowadza w europejski system prawny regulacje dotyczące społeczności energetycznych za pomocą Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 roku w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej¹⁵, a także Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 roku w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych¹⁶. Jak wynika z art. 288 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej: dyrektywy wiążą Państwa Członkowskie w odniesieniu do rezultatu, który musi być osiągnięty, a nie dokładnego tekstu przepisów. W efekcie czego państwa Unii Europejskiej każde na swój sposób ukształtowały instytucje, będące krajową emanacją europejskich społeczności energetycznych.

W Polsce transpozycja wyżej wskazanych przepisów miała miejsce za pomocą nowelizacji Ustawy z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii, która stworzyła w polskim modelu prawnym dwie społeczności energetyczne: klastry energii oraz spółdzielnie energetyczne. Według Wykazu Spółdzielni Energetycznych prowadzonych przez Dyrektora KOWR na dzień 5 lipca 2023 roku, w Polsce funkcjonuje 10 spółdzielni energetycznych. Natomiast, jak można sprawdzić w Krajowym Rejestrze Sądowym, w tym momencie trwa procedura rejestracji kolejnych 51 spółdzielni energetycznych. Rosnąca popularność tej instytucji wynika z istniejącego systemu wsparcia spółdzielców oraz zapowiedzi grantów inwestycyjnych w zakresie OZE dla spółdzielni energetycznych. Niemniej z uwagi na zasięg terytorialny (maksymalnie obszar trzech gmin wiejskich lub miejsko-wiejskich), a także górny zakres (zainstalowane 10 MW energii elektrycznej lub 30 MW energii cieplnej lub 40 mln m³ w biogazie) spółdzielnie energetyczne nie zajmują istotnej pozycji w kontekście elastyczności i stabilności Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. 

Zupełnie inaczej wygląda sytuacja klastrów energii, które za sprawą obecnie procedowanej nowelizacji UC 99 do Ustawy OZE nie tylko mogą zostać wyposażone w atrakcyjny system upustów w stałych opłatach energii elektrycznej, to dzięki większemu zasięgowi (5 gmin), a także większej skali (docelowo 150 MW) i obowiązkowemu wyposażeniu w magazyny energii, będą mogły świadczyć na rzecz Krajowego Systemu Elektroenergetycznego usługi elastyczności, a także usługi bilansowania. 

Usługa bilansowania jest podstawową działalnością, z myślą o której powstała instytucja klastra energii. Polega ona na lokalnym równoważeniu zapotrzebowania na energię elektryczną, z możliwościami lokalnego wytwarzania energii elektrycznej, a także możliwościami regionalnego operatora systemów dystrybucyjnych (OSD). Koordynator klastra energii zbiera w czasie rzeczywistym dane o zapotrzebowaniu energetycznym jego członków i w porozumieniu z OSD, a za pomocą odnawialnych źródeł energii oraz magazynów energii bilansuje lokalny rynek energii. 

Natomiast usługi elastyczności systemu elektrycznego polegają na zdolności reagowania wobec zmian dotyczących zapotrzebowania i wytwarzania energii elektrycznej w określonych przedziałach czasowych, z jak największym udziałem odnawialnych źródeł energii. Najpopularniejsze to: Demand Side Management (DSM), Demand Side Response (DSR), a także Supply Side Response (SSR). 

Według PEP2040, do 2030 roku na terenie Polski powinno sprawnie działać 300 klastrów energii. Oznacza to funkcjonowanie 300 lokalnych, pół-autonomicznych rynków energii, które w sytuacji zakłóceń w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, będą w stanie wesprzeć Polskie Sieci Elektroenergetyczne w wysiłku na rzecz stabilności sieci i utrzymania ciągłości dostaw energii elektrycznej.