ZESZYTY NAUKOWE INSTYTUTU POJAZDÓW 3(99)/2014

Transkrypt

1 ZESZYTY NAUKOWE INSTYTUTU POJAZDÓW 3(99)/2014 Adrian Chmielewski 1, Stanisław Radkowski 2 ROZWÓJ ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII NA TERENIE POLSKI WYZWANIA I PROBLEMY 1. Wstęp Wymagania odnoszące się do efektywności przetwarzania i wykorzystywania energii pierwotnej dyrektywa 2009/28/WE [1] oraz 2012/27/UE [2] a także ograniczoność i wyczerpywalność zasobów paliw kopalnych wskazują na coraz silniejszą potrzebę wykorzystywania układów kogeneracyjnych i większego udziału odnawialnych źródeł na rynku energii (projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii z ) w celu poszanowania energii pierwotnej z paliw kopalnych. W dyrektywie 2012/27/UE do technologii kogeneracyjnych zostały zaliczone m.in: turbiny parowe, turbiny gazowe w układzie kombinowanym z odzyskiem ciepła, silniki spalinowe, silniki parowe, ogniwa paliwowe, mikroturbiny, organiczny obieg Rankine'a, silniki Stirlinga oraz inne opisane szczegółowo w dyrektywie 2012/27/UE. Wymienione technologie są wsparciem do osiągnięcia 20% zwiększenia efektywności energetycznej w perspektywie roku 2020 dla państw członkowskich Unii Europejskiej oraz 20% udziału odnawialnych źródeł energii na rynku energii dla Polski. W przypadku odnawialnych źródeł energii największy planowany rozwój w perspektywie 2020 dotyczy głównie ogniw fotowoltaicznych oraz elektrowni wiatrowych [3]. 2. Odnawialne źródła energii pojęcia podstawowe Obecnie w Polsce trwa transformacja energetyczna wzorem zachodnich sąsiadów, Niemiec nazywana często Polskim,,energiewende". W Niemczech zrezygnowano z elektrowni atomowych na rzecz przyjaznych środowisku odnawialnych źródeł energii. Należy podkreślić, że Niemcy jako prekursorzy stawiają sobie bardzo wysokie cele dotyczące udziału odnawialnych źródeł energii na rynku energii [4]. W 2011 roku gdy nastąpiła awaria elektrowni w Fukushimie, w Niemczech zdecydowano, że ostatnia elektrownia atomowa w tym kraju zostanie wyłączona w 2022 roku. Udział energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych wynosi w Niemczech 25 proc. Do roku 2025 ma wzrosnąć do 45%, a do roku 2035 do 60%. Celem strategicznym jest zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii w produkcji prądu do 80 proc. w 2050 roku [4]. W Polsce strategicznym celem jest dobór odpowiedniego miksu energetycznego. Zastosowanie odpowiedniego miksu energetycznego, decentralizacja i liberalizacja rynku energii elektrycznej są priorytetami Polski. Na rysunku 1 przedstawiono najtańszy miks energetyczny wyliczony dla założeń zawartych w [5]. W porównaniu do tradycyjnego systemu elektroenergetycznego decentralizacja oznacza powstawanie wielu mniejszych wytwórców energii elektrycznej umiejscowionych blisko odbiorców końcowych (potencjalnych klientów). W systemie centralnym (zcentralizowanym) występuje jeden duży wytwórca energii, który zaopatrza 1 mgr inż. Adrian Chmielewski, doktorant, Wydział SiMR, Politechnika Warszawska 2 prof. dr hab. inż. Stanisław Radkowski, Dziekan Wydziału SiMR Politechniki Warszawskiej 13

2 w energię odbiorców nawet na obszarach bardzo odległych gdzie straty przesyłu dochodzą do 40%. a) b) Rys. 1. Moc zainstalowana w GW a), wielkość produkcji b) [5] Generacja energii niescentralizowana (zdecentralizowana z ang. distributed generation) oznacza źródła wytwórcze, które zwykle pracują na potrzeby własne klienta bądź dostarczają energię (sprzedaż) do sieci dystrybucyjnej. Generacja rozproszona nie obejmuje energetyki wiatrowej, która kojarzona jest z dużymi fermami wiatrowymi. Energetykę wiatrową obejmuje za to generacja rozsiana (ang. dispersed generation). Z generacją rozproszoną (niescentralizowaną) związane są moce rozproszone (ang. distributed power), które obejmują technologie magazynowania energii m.in: akumulatory elektrochemiczne, superkondensatory, koła zamachowe, sprężone powietrze, cewki magnetyczne oraz duże ogniwa paliwowe a także moce zdecentralizowane (ang. decentralised power), które oznaczają system zasobów energetycznych rozproszonych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej (niskiego napięcia). W zależności od wielkości wytwarzanej mocy elektrycznej urządzenia generacji rozproszonej (rysunek 2) wyróżnia się urządzenia, które mogą pracować w kogeneracji [2] oraz systemy i urządzenia do produkcji energii elektrycznej m.in: systemy geotermalne, ogniwa fotowoltaiczne, turbiny wiatrowe, małe i mini elektrownie wodne. W prawie energetycznym w zależności od wielkości źródeł rozproszonych (moc poniżej 100 MW) wyróżnia się: mikrogenerację rozproszoną (1do 5 kw); mała generacja rozproszona (5 kw do 5 MW); średnia generacja rozproszona (5 MW do 50 MW); duża generacja rozproszona (50 MW do 100 MW). W zależności od źródła generacji rozproszonej mogą one być przyłączone do sieci elektroenergetycznej: bezpośrednio (generatory synchroniczne turbiny wodne, parowe, gazowe silniki Diesla); pośrednio za pomocą przekaźników elektronicznych (generatory synchroniczne bądź asynchroniczne turbin wiatrowych, mikroturbiny gazowe); 14

3 pośrednio za pomocą inwerterów elektronicznych (źródła prądu stałego czyli ogniwa fotowoltaiczne oraz ogniwa paliwowe). Rys. 2. Zakresy mocy generacji rozproszonej [6, 7] W projekcie ustawy o odnawialnych źródłach energii (z dnia ) pojawia się pojęcie prosumenta, jako odbiorcy, który dysponuje własnym źródłem energii. Prosument może przeznaczać wytworzoną energię elektryczną na zaspokojenie własnych potrzeb wtedy nie kupuje energii z sieci lub też gdy dysponuje nadwyżkami wyprodukowanej energii elektrycznej może sprzedać ją do sieci. Instalacja prosumencka nie przekracza 40 kw [3]. Z efektywnym wykorzystaniem ciepła odpadowego i przetworzeniem tego ciepła do podgrzania np: ciepłej wody użytkowej i wyprodukowania energii elektrycznej w procesie skojarzonym odpowiada termin kogeneracji (CHP ang. Combined heat and power). Gdy wytworzenie skojarzone nie przekracza 50 kw wówczas mamy doczynienia z mikrokogeneracją (μchp). Mikrokogeneracja rozproszona oznacza wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła bardzo blisko odbiorcy lub przez prosumenta, który posiada odpowiednie źródło ciepła (np: kocioł C.0) w tym ciepło odpadowe, którego przetworzonie na energię mechaniczną bądź elektryczną jest możliwe przy użyciu np: układu mikrokogeneracyjnego z silnikiem Stirlinga. Techniczny potencjał energetyczny Polski według [5] z wykorzystaniem różnych technologii i urządzeń przedstawiono w tabeli 1. Bardzo ważna jest sprawność procesu przemiany energii paliwa na energię elektryczną (tabela 2). Określono na podstawie raportu Aktualizacja Prognozy zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030 zrealizowanego przez Agencję Rynku Energii S.A. zawartego w [5]. Z tabeli 2 wynika, że najwyższą sprawność przemiany paliw na energię posiada technologia w której elektrownia zasilana jest gazem ziemnym (CCGT ang. Combined Cycle Gas Turbine) wykorzystująca układ gazowo parowy. 15

4 Tab. 1. Techniczny potencjał energetyczny Polski [5] Nazwa technologii Techniczny potencjał energetyczny [GW] Elektrownia węgiel kamienny (częściowo przygotowana) 4.71 Elektrownia jądrowa (częściowo przygotowana) 10.0 Biomasa 3.0 Biogazownie rolnicze 3.0 Ogniwa fotowoltaiczne 10.0 Małe hydroelektrownie 1.3 Elektrownia wiatrowa na lądzie 8.9 Elektrownia wiatrowa na morzu 8.9 Kogeneracja miejska gaz 7.0 Kogeneracja przemysłowa gaz 7.0 Kogeneracja miejska węgiel 10.0 Kogeneracja miejska węgiel (nowa technologia) 10.0 Kogeneracja przemysłowa węgiel 10.0 Kogeneracja przemysłowa węgiel (nowa technologia) 10.0 Import 1.3 Tab. 2. Sprawność przemiany paliw na energię według technologii [5]: Nazwa technologii Sprawność [%] Elektrownia węgiel kamienny 39 Elektrownia węgiel kamienny (nowa technologia) 49 Elektrownia węgiel kamienny (częściowo przygotowana) 49 Elektrownia jądrowa (częściowo przygotowana) 36 Elektrownia węgiel brunatny (nowa technologia) 47 Elektrownia węgiel brunatny 38 Turbiny gazowe 40 Elektrownia gaz ziemny (CCGT) 60 Biomasa 36 Biogazownie rolnicze 40 Współspalanie biomasy z węglem 35 Kogeneracja miejska gaz 48 Kogeneracja przemysłowa gaz 48 Kogeneracja miejska węgiel 29 Kogeneracja miejska węgiel (nowa technologia) 29 Kogeneracja przemysłowa węgiel 29 Kogeneracja przemysłowa węgiel (nowa technologia) 29 Import Mikrogeneracja prosumenci i ich nowe wyzwania 3.1. Terminy podstawowe Mikrogeneracja jak uprzednio wspomniano (ang. microgeneration) lub inaczej generacja małej skali (do 50 kw) jest to wytwarzanie energii elektrycznej lub ciepła, głównie na własne potrzeby przez osoby fizyczne, małe firmy bądź też społeczności lokalne, w jednostkach wytwórczych bardzo małej mocy, w porównaniu z typowymi 16

5 elektrowniami spalającymi paliwa kopalne (głównie gospodarstwa domowe) Mikrogeneracją jest także wykorzystanie przez sprzedawców klientów (prosumentów) wysokosprawnych i niskoemisyjnych technologii wytwarzania energii elektrycznej małej mocy (przyłączane są do sieci dystrybucyjnej niskiego napięcia). Z pojęciem mikrogeneracji należy kojarzyć mikrogenerator. Mikrogenerator jest to generator energii elektrycznej niezależnie od źródła energii pierwotnej, zainstalowany na stałe z układami zabezpieczeń, przyłączony jednofazowo bądź wielofazowo do sieci niskiego napięcia o prądzie znamionowym nie większym niż 16 A. Według [8] zainstalowanie mikrogeneratorów u klientów oznacza konkretne koszty, które przerzucane są na przedsiębiorstwa energetyczne: operatorzy sieci muszą dostosować sieć elektroenergetyczną. Zachodzić będą konkretne zjawiska towarzyszące przyłączeniu takich generatorów do sieci m.in: podwyższenie poziomu napięcia, wyższa moc zwarciowa, przepływy wsteczne energii, pojawienie się wyższych harmonicznych itp. Poprzez mikrogenerację odbiorca część własnego zapotrzebowania na energię będzie pokrywał z mikroźródła zatem w konsekwencji zmniejszy się pobór energii elektrycznej z sieci elektroenergetycznej i tym samym zmaleją przychody przedsiębiorstw energetycznych; sprzedawcy energii muszą prognozować zapotrzebowanie na energię elektryczną przez swoich klientów [8] (m.in: poprzez odczyt z licznika energii elektrycznej z określonym interwałem czasowym smart metering). Gdy dany klient ma odnawialne mikroźródło nawet wtedy, gdy nie jest ono fizycznie przyłączone do sieci elektroenergetycznej, zmienia się wówczas zapotrzebowanie na energię elektryczną u tego klienta. Starając się o uzyskanie wsparcia finansowego klient (prosument) musi liczyć się z nieuchronnością płacenia podatków dochodowych (PIT, CIT). Wiele innych problemów bardzo ważnych a nie rozważonych w projekcie ustawy o OZE i Polskim prawie opisano w [8]. Oprócz tego w przypadku pozyskania finansowania prosumenci mogą prezentować różne postawy na rynku energii [8]: znaczne grono prosumentów zainteresowane jest wsparciem finansowym w chwili składania wniosku, aby podjąć się realizacji takiego przedsięwzięcia. Tego typu prosumenci większość wytworzonej energii zużyją na własne potrzeby. Nadmiar energii elektrycznej sprzedadzą do sieci niskiego napięcia np. klient będzie miał ogniwa fotowoltaiczne i w słoneczne dni, kiedy nie występuje duże zapotrzebowanie na taką energię, będzie odsprzedawał tę energię do sieci elektroenergetycznej. Podobna sytuacja może odnosić się do wiatraka przydomowego w wietrzne letnie dni; pewne grono prosumentów wytwarzając energię w mikroźródłach nie będzie jej wykorzystywać na potrzeby własne tylko sprzedawać ją do sieci elektroenergetycznej niskiego napięcia. W takim przypadku prosument uniknie podejmowania działań i ponoszenia kosztów związanych z podatkiem akcyzowym płaconym gdy następuje zużycie na potrzeby własne wygenerowanej energii elektrycznej; część prosumentów zainstaluje mikroźródła po to by mniej płacić za energię elektryczną, zwiększyć niezawodność zasilania oraz aby osiągnąć inne korzyści (po pewnym czasie nastąpi zwrot z inwestycji, który przyczyni się do generowania dodatkowego dochodu). Polski system prawny nie przewiduje obecnie takiego przypadku, że klient posiada własny mikrogenerator [8] i nie 17

6 chce rozliczać energii sprzedawanej do sieci. Dla przykładu prosument może uważać, że formalności związane ze sprzedażą energii do sieci są skomplikowane i czasochłonne a do sieci oddaje tylko niewielką ilość energii elektrycznej w związku z czym koszty związane z rozliczeniem tej energii są wyższe niż spodziewane przychody. Ponadto, skomplikowany system podatkowy i nieuchronność rozliczania ewentualnych podatków (VAT, akcyza, PIT lub CIT od dochodu) działałaby zniechęcająco; część prosumentów może zainstalować mikroźródło, które wogóle nie będzie przyłączone do sieci i będzie ono wykorzystywane do częściowego pokrycia własnego i indywidualnego zapotrzebowania na energię elektryczną. Sytuacja taka może występować na terenach gdzie występują częste przerwy w dostawach energii elektrycznej Podłączenie mikroźródła Energię wytworzoną w przez odnawialne źródła energii (OZE) wyznacza się oraz rozlicza na podstawie wskazań liczników znajdujących się przy tych źródłach energii. Zazwyczaj prosument część z energii wytworzonej przez mikrogenerator będzie zużywać na potrzeby własne. Wtedy dodatkowo klient (prosument) powinien zostać wyposażony w bilansujący elektroniczny licznik czterokwadrantowy [8]. Na rynku oferowane są przez producentów w zależności od życzeń klienta: ogniwa fotowoltaiczne pracujące tylko na potrzeby klienta (brak połączenia z siecią niskiego napięcia ang. off grid); ogniwa fotowoltaiczne współpracujące z siecią i realizujące potrzeby klienta (możliwa jest sprzedaż części energii elektrycznej do sieci dystrybucyjnej niskiego napięcia ang. on grid). a) b) Rys. 3. System połączony z siecią on grid a), system połączony z akumulatorem off grid b) [9, 10] 3.3. Systemy wsparcia OZE Należy podkreślić fakt, że zgodnie z ustawą o OZE prosumenci mogą sprzedać energię elektryczną do sieci elektroenergetycznej po 80% ceny sprzedaży w roku poprzednim, która podawana jest do wiadomości przez prezesa regulacji energetyki (dla przykładu jeżeli 1MWh energii elektrycznej sprzedawanej w roku 2013 [11] wynosi 201, 36 zł to energię elektryczną wyprodukowaną z OZE do sieci można sprzedać po cenie 161,09 zł m.in: z ogniw fotowoltaicznych). Cena sprzedaży w roku 2014 [12]wynosi 181,55 zł/mwh czyli cena odsprzedaży do sieci z OZE wynosi 145,24 zł/mwh. 18

7 Oczywiście aby sprzedawać zieloną energię do sieci prosument musi uzyskać odpowiedni certyfikat pochodzenia tej energii (zielony certyfikat). Obecnie w 2014 roku prowadzony jest projekt prosument przez NFOŚIGW[12]. Jednak należy zwrócić uwagę na fakt, że program ten teoretycznie jest skierowany dla wszystkich natomiast w praktyce dofinansowanie możne pozyskać tylko samorząd, bank bądź też Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, który jest beneficjentem (on odpowiedzialny jest za przeprowadzenie postępowania przetargowego i wybór wykonawcy lub kilku wykonawców). Należy również dodać, że program skupia się na udzieleniu pożyczki na budowę instalacji w wybranym banku i na określonych warunkach. Po zaaplikowaniu otrzymuje się pożyczkę (20 40% jest umarzane) natomiast 60% należy spłacać przez określoną przez bank przy podpisywaniu umowy liczbę lat [4, 13, 14] Opłacalność inwestycyjna OZE w Polsce Badania opłacalności (różne warianty) sprzedaży energii elektrycznej do sieci i zużycia na potrzeby własne przedstawiono w pracy [15]. Przedstawiona w [15] instalacja fotowoltaiczna składała się z dwóch głównych elementów. Pierwszym były trzy monokrystaliczne moduły fotowoltaiczne Vitovolt 200 (rys. 4a) o powierzchni 3x1,28 m 2 = 3,84 m 2 i mocy znamionowej P max = 3x195 W = 585 W, które zainstalowano na południowej połaci dachu budynku, nachylonej pod kątem 42 do powierzchni terenu. Orientacja położenia ogniw względem kierunku południowego wynosiła 11,5 skierowania w stronę kierunku wschodniego. Moduły fotowoltaiczne przez cały cykl eksploatacji (1 cykl wynosił 12 miesięcy) nie były narażone na zacienienie spowodowane przez otaczające je budynki i drzewa. a) b) Rys. 4. Ogniwa fotowoltaiczne zamontowane na południowej połaci dachu a), Inwerter (1) i licznik energii elektrycznej (10) zamontowany w pomieszczeniu technicznym budynku b). [15] Prąd stały o niskim napięciu, wytworzony w ogniwach fotowoltaicznych, przekazywany był przy pomocy kabli elektrycznych do drugiego głównego elementu instalacji, którym jest inwerter Soladin 600 widoczny na rysunku 4b). Moc wyjściowa nominalna inwertera Soladin 600 wynosiła 525 W. Maksymalny prąd wyjściowy 2.25 A. Efektywność urządzenia wynosiła 91%. Rolą inwertera było przetwarzanie prądu stałego DC wytworzonego przez ogniwa fotowoltaiczne na prąd zmienny AC o napięciu 230 V i częstotliwości 50 Hz (napięcie fazowe). Następnie prąd zmienny przekazywany był do sieci elektrycznej wewnętrznej w budynku. Autorzy pracy [15] przeprowadzili badania w 2013 roku (od 1 stycznia 2013 roku do 31 grudnia 2013 roku). Realizowanie odczytów z liczników energii elektrycznej przeprowadzano ostatniego dnia każdego miesiąca o godzinie (gdy zakończony 19

8 został miesięczny pobór prądu w budynku). Głównymi elementami pomiarowymi, które zainstalowane były na stanowisku badawczym to dwa liczniki energii elektrycznej: licznik nr 1 Kamstrup A zainstalowany za inwerterem sieciowym (rysunek 4b) oraz licznik nr 2 AEG C114UR1 zainstalowany w złączu kablowym budynku. Licznik pierwszy (numer 1) zliczał ilość energii elektrycznej wyprodukowanej przez instalację fotowoltaiczną i przekazaną do sieci wewnętrznej budynku, licznik nr 2 rejestrował natomiast ilość energii elektrycznej pobranej przez budynek z zewnętrznej sieci elektroenergetycznej. W tabeli 3 pokazano wyniki badań uzyskane przez autorów [15] na stanowisku badawczym w okresie styczeń 2013 grudzień 2013 oraz wyniki zużytego prądu (pobranego z sieci elektroenergetycznej) w gospodarstwie domowym do oświetlenia i napędu sprzętów agd. Tab. 3. Wyniki badań uzyskane na stanowisku badawczym i pobór prądu z sieci zewnętrznej z 2013 roku [15] Miesiąc Energia elektryczna wytworzona przez ogniwa fotowoltaiczne 20 Energia elektryczna pobrana z sieci zewnętrznej E OGN [kwh] E ZEW [kwh] Styczeń 6,4 354,6 Luty 12,9 301,7 Marzec 44,9 282,2 Kwiecień 48,1 231,7 Maj 57,0 217,6 Czerwiec 55,1 220,7 Lipiec 73,1 183,0 Sierpień 67,3 214,0 Wrzesień 43,5 232,6 Październik 44,0 243,5 Listopad 12,5 289,6 Grudzień 21,8 288,7 Suma 486,6 3059,9 Dla całego cyklu (12 miesięcy) uzyskano z instalacji fotowoltaicznej 486,6 kwh energii elektrycznej (tabela 3), która została przekazana do sieci elektrycznej budynku mieszkalnego. Z zewnętrznej sieci elektroenergetycznej pobrane zostało w ciągu tego okresu 3059,9 kwh energii, która zużyta została do oświetlenia budynku i napędu sprzętów gospodarstwa domowego. Najbardziej korzystne [15] było wykorzystywanie w 100% wytworzonej energii elektrycznej na własne potrzeby budynku, ponieważ wtedy zaoszczędzono 575,33 zł na każdej MWh, która musiałaby być pobrana po takiej cenie z sieci elektroenergetycznej zewnętrznej. Dlatego też instalacja fotowoltaiczna nie powinna być zbyt duża, aby współczynnik konsumpcji własnej był możliwie jak najwyższy. Gdy występują nadwyżki produkcji energii elektrycznej wówczas możliwa jest jej odsprzedaż przedsiębiorstwu energetycznemu po cenie 80% 201,36 zł/mwh = 161,09 zł/mwh, czyli 3,57 razy niższej. Dodatkowo, przychody z tytułu sprzedaży energii w mikroinstalacjach OZE mają być objęte podatkiem dochodowym od osób fizycznych. Wynika to z zaprezentowanego przez Ministerstwo Gospodarki projektu ustawy, wprowadzającej regulacje trójpaku energetycznego, w tym ustawy o OZE z Także przy odsprzedaży energii elektrycznej cena jednej MWh (80% średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej w poprzednim roku kalendarzowym) musi

9 zostać jeszcze pomniejszona o 18% z tytułu podatku dochodowego przy osiąganych przychodach rocznych w 2013 r. do kwoty zł. Czyli ostatecznie podczas wystąpienia nadwyżek produkcji energii elektrycznej odsprzedajemy ją przedsiębiorstwu energetycznemu (z uwzględnieniem podatku dochodowego) po cenie 132,09 zł za jedną MWh, czyli 4,36 razy niższej. Do wykonania analizy autorzy [15] przyjęli następujące założenia: produkcja energii elektrycznej podczas pierwszego roku eksploatacji instalacji 486,589 kwh, cena instalacji fotowoltaicznej zł, cena systemu montażowego na dachu pokrytego dachówką 570,64 zł, montaż instalacji na dachu 529,36 zł, łączny koszt inwestycji zł, cena energii elektrycznej w taryfie stałej G11 575,33 zł/mwh, średnia cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym w 2012 roku 201,36 zł/mwh, stawka podatku dochodowego 18%, wzrost cen energii elektrycznej 3 %/rok, oprocentowanie lokaty 4 %/rok, kapitalizacja odsetek 1 rok, spadek wydajności ogniw 0,8%/rok. Skumulowany dochód nominalny dla tego wariantu, po dwudziestu latach eksploatacji instalacji, wyniesie 4355,38 zł. Przy założeniu, że dochód nominalny z każdego roku będzie lokowany na lokacie rocznej o wysokości oprocentowania 4% aż do dwudziestego roku, kapitał zgromadzony przez ten okres wyniesie 8713,09 zł (z uwzględnieniem podatku 19% od zysków kapitałowych). Wykorzystując wzory zawarte w [15] na skumulowany dochód minimalny, dochód roczny nominalny, wartość skonsumowanej energii (na rok), wartość odsprzedanej energii (na rok) z uwzględnieniem podatku dochodowego (na rok) przy znajomości wielkości produkcji energii elektrycznej, ceny konsumowanej energii (kupno z sieci elektroenergetycznej) oraz ceny odsprzedanej energii elektrycznej do sieci elektroenergetycznej wyznaczono przebiegi (rysunek 5) skumulowanego dochodu nominalnego z uwzględnieniem, że dochód nominalny z każdego roku będzie lokowany na lokacie o wysokości oprocentowania 4%/rok. Przebiegi zostały wyznaczone dla pięciu wariantów produkcji energii elektrycznej: I. 0% 100%, II. 25% 75%, III. 50% 50%, IV. 75% 25%, V. 100% 0%. Pierwszy składnik oznacza udział procentowy zużywanej na bieżąco i produkowanej energii elektrycznej w budynku mieszkalnym. Drugi składnik natomiast oznacza udział procentowy produkowanej energii elektrycznej, odsprzedawanej do sieci elektroenergetycznej niskiego napięcia. Omówione warianty produkcji energii elektrycznej porównane zostały przez autorów pracy [15] z krzywą wyznaczoną dla lokaty o oprocentowaniu 4% rocznie z uwzględnieniem podatku od zysków kapitałowych w wysokości 19%. Wkład początkowy zarówno dla lokaty jak i dla kosztów inwestycyjnych poniesionych na budowę instalacji fotowoltaicznej wyniósł 5000 zł, co stanowiło równowartość kosztów inwestycyjnych, poniesionych na budowę instalacji fotowoltaicznej. Dla wariantu produkcji energii 50% 50% (rysunek 5), inwestycja w postaci budowy instalacji fotowoltaicznej typu on grid (z przyłączem do sieci elektroenergetycznej niskiego napięcia) jest mniej opłacalna niż ulokowanie kwoty inwestycyjnej na lokacie rocznej (4%/rok). Zwrotu nakładów inwestycyjnych na budowę 21

10 tego typu instalacji nie nastąpiłby nawet po 20 latach co przekroczy zakładaną żywotność instalacji i produkcji energii elektrycznej w porównaniu do inwestycji w postaci lokaty pieniężnej. W przypadku wariantu 75% 25% okres zwrotu inwestycji nastąpiłby dopiero po 15 latach produkcji energii elektrycznej. Rys. 5. Analiza graficzna opłacalności produkcji energii elektrycznej przez instalację fotowoltaiczną [15] Najszybszy czas zwrotu inwestycji przedstawia się dla wariantu 100% 0% i wynosi on 11 lat. Niestety, wtedy kiedy instalacja najwydajniej produkuje energię elektryczną (w godzinach 9 15) mieszkańcy budynku przebywają zwykle w pracy (od poniedziałku do piątku). Wtedy występuje duża nadwyżka mocy, która jest przekazywana do zewnętrznej sieci elektroenergetycznej niskiego napięcia. Dlatego też przy małych instalacjach (moc do 600 Watt) najbardziej zbliżonym do rzeczywistości (budynek mieszkalny jednorodzinny) wariantem produkcji energii będzie wariant pracy 50% 50% gdzie 50% energii elektrycznej będzie odsprzedawane do sieci elektroenergetycznej, a drugie 50% będzie wykorzystywane na potrzeby własne budynku mieszkalnego. Oczywiście przyjęte przez autorów w pracy [15] oszacowania są aktualne również dla roku 2014 przy czym należy uwzględnić zmieniająca się cenę ogniw. Dla przypadku gdyby cena ogniw spadła poniżej 3000 zł stopa czasowa zwrotu z inwestycji 50% 50% byłby znacząco krótsza i korzystniejszy niż lokata 4%/rok (perspektywa lat). Przemawia to jednoznacznie na korzyść inwestycji w OZE. W projekcie ustawy z istnieje zapis o pierwokupie energii z OZE. W krajach Europy Zachodniej nazywa się to określeniem feed in tariff. Oznacza to, że zakupując energię z OZE dane przedsiębiorstwo energetyczne zmniejsza emisyjność CO 2 do atmosfery za co musiałoby ponieść opłatę emisyjną. Dla przykładu gdy istnieją 2 źródła ze spalania gazu ziemnego i OZE to pierwokup sprzedaży energii do sieci ma generacja z OZE. Z ekonomicznego punktu widzenia sprzedaż energii elektrycznej z OZE do sieci powoduje obniżenie opłat jakie musiałoby uiścić przedsiębiorstwo energetyczne na poczet emisji CO 2 bez instalacji z OZE. 4. Podsumowanie W pracy przedstawiono scenariusze wybranych mixów energetycznych dla Polski. Zwrócono szczególną uwagę na rolę OZE. Ekonomiczna analiza użycia ogniw fotowoltaicznych przedstawiona w artykule determinuje wybór wykorzystania wytworzonej energii elektrycznej: zużycie na potrzeby własne czy też odsprzedaż do 22

11 sieci elektroenergetycznej. Programy wsparcia dla mikroinstalacji z OZE prowadzone przez NFOŚIGW przyczyniają się do wzrostu zainteresowania i ich rozwoju w najbliższej perspektywie na terytorium Polski. Literatura: [1] Directive 2009/28/EC of the council of 23 april 2009, on the promotion of the use of energy from renewable sources and amending and subsequently repealing Directives 2001/77/EC and 2003/30/EC. [2] Directive 2012/27/EU of the European Parliment and of the Council of 25 October 2012 on energy efficiency, amending Directives 2009/125/EC and 2010/30/EU and repealing Directives 2004/8/EC and 2006/32/EC. [3] Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii z dnia [4] dostęp [5] Departament Analiz Strategicznych Kancelaria Prezesa Rady Ministrów, Model optymalnego miksu energetycznego dla Polski do roku 2060, Warszawa, 12 listopad [6] Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej,,Generacja rozproszona w nowoczesnej polityce energetycznej, Warszawa, [7] Instytut energii odnawialnej,,,energetyka rozproszona, Fundacja Instytut na rzecz Ekorozwoju, Warszawa [8] Billewicz K., Microgeneration aspects which are not included in polish legislation, Rynek energii, No. 3, Vol.112, [9] aktualizacja [10] 10 ogniw slonecznych canadian solar 240w falownik fronius ig20- aktualizacja [11] Urząd Regulacji Energetyki - Informacja (nr 8/2013) w sprawie średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym za rok [12] Urząd Regulacji Energetyki- Informacja (nr 15/2014) w sprawie średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym za rok [13] krajowe/programy/prosument dofinansowanie mikroinstalacji oze/ dostęp [14] Popczyk J. Energetyka prosumencka i jej miejsce w energetyce, Czysta energia, Nr 5, [15] Dąbrowski J., Hutnik E., Włóka A., Zieliński M. Analysis of the use of an on grid photovoltaic system for production of electric energy in a residential building, Rynek Energii, No. 1, Vol. 110, Streszczenie W pracy przedstawiono podstawowe terminy dotyczące odnawialnych źródeł energii. Sklasyfikowano źródła generacji rozproszonej w zależności na wielkość generowanych mocy elektrycznych. Przedstawiono także scenariusze polskiego miksu energetycznego w perspektywie 2060 roku z uwzględnieniem OZE na rynku energii. Poruszono również kwestie dotyczące funkcjonowania prosumenta i postaw prosumenta na lokalnym rynku energii. Odniesiono się do także do programu prowadzonego przez NFOŚIGW. Omówiono także w pracy zwrot z inwestycji z OZE przy różnych wariantach odsprzedaży energii elektrycznej do sieci oraz zużycia na potrzeby własne. Przeanalizowano podłączenie mikroźródła do sieci elektroenergetycznej. Skomentowano 23

12 problemy z jakimi będą się musieli zmierzyć dystrybutorzy energii elektrycznej. Wspomniano także o pierwokupie energii z OZE (polskie feed in tariff). Słowa kluczowe: Odnawialne źródła energii, polityka energetyczna, prosument THE DEVELOPMENT OF RENEWABLE ENERGY SOURCES IN THE POLAND CHALLENGES AND PROBLEMS Abstract The paper presents key terms for renewable energy sources. Distributed generation sources are classified depending on the amount of the generated electric power. The paper present scenarios of Polish energy mix in the perspective of 2060 taking into account the renewable energy market. The authors also discussed the issues related to functioning of the prosumer and his attitudes on the local energy market. The article discusses the program which has operated by NFOŚIGW (National Fund for Environmental Protection and Water Management). This paper presents the return on investment of RES with different variants resale of electricity to the grid and for own prosumers consumption. The authors analyzed the connection of micro sources to the grid and commented problems which electricity distributors will have to face. It is also mentioned of pre-emption of energy from renewable sources (Polish feed in tariff). Keywords: Renewable energy sources (RES), energy policy, prosumer 24