Informacja Prasowa Warszawa, 24 sierpnia, Czy wyciągnięte zostaną właściwe wnioski z 20-go stopnia zasilania?

Transkrypt

1 Informacja Prasowa Warszawa, 24 sierpnia, 2015 Czy wyciągnięte zostaną właściwe wnioski z 20-go stopnia zasilania? Wprowadzenie, po raz pierwszy od niespełna trzech dekad, reglamentacji dostaw energii elektrycznej w formie niemal najbardziej skrajnej 20-go stopnia zasilania, wymaga podjęcia działań na rzecz faktycznego i trwałego uzdrowienia sytuacji w energetyce. Podejmowane (lub zapowiadane) działania ze strony rządu i czołowych firm energetycznych, ale też postulaty opozycji nie w pełni odnoszą się do faktycznych przyczyn zaistniałej sytuacji, a formułowane postulaty nie uwzględniają charakteru ani skali problemu jaki ujawnił sierpniowy kryzys energetyczny. Nie mogą więc doprowadzić do jego rozwiązania. Opublikowane w tych dniach projekty rządowych dokumentów strategicznych: Polityka energetyczna Polski do 2050 roku i Narodowy program gospodarki niskoemisyjnej wpisują się w niezmienną praktycznie od niemalże 15 lat koncepcję rozwoju energetyki. Potwierdzają szeroki konsensus wiodących sił politycznych w kontynuowaniu (i jednoczesnej obronie) podstaw dotychczasowej polityki energetycznej opartej na inwestycjach w elektrownie cieplne, abstrahującą od zagrożeń ujawnionych m.in. w sierpniu tego roku. Obecny, ugruntowany poprawnością polityczną, symptomatyczny brak dyskusji o istocie problemu może być i przyczyną i zapowiedzią kolejnych, coraz bardziej nieuchronnych kryzysów. Głosy ekspertów wskazujących na konieczność daleko idących zmian w strategii energetycznej i podjęcia pilnych działań adaptacyjnych do nowych zjawisk i związanych z nimi ryzyk mogą zostać zagłuszone w ferworze kampanii wyborczej, zwłaszcza w obliczu szerokiego konsensusu politycznego wokół kontynuacji dotychczasowych działań, które w praktyce nie przybliżają do celu, jakim jest bezpieczeństwo energetyczne: techniczne, ekonomiczne i ekologiczne. Oznacza to też, jak zauważa dr Tomasz Kowalak, ekspert ds. inteligentnych sieci energetycznych, że zagrożenia jakie ujawniły się po raz pierwszy w czasie szczytu letniego w 2006 roku, przez całą dekadę nie zostały wyeliminowane. W kryzysowym dniu 11 sierpnia br., po którym Polskie Sieci Energetyczne wprowadziły 20-sty stopień zasilania, a rząd umożliwił ograniczanie dostaw energii do 8 tys. odbiorców przemysłowych, cena energii na giełdzie skoczyła dziesięciokrotne, a państwowe koncerny w sytuacji deficytu dostaw energii zaledwie w ciągu kilku godzin zarobiły extra 10 mln zł. Następnego dnia, już przy 20-tym stopniu zasilania, cena spadła do normlanego poziomu, ale zaskoczeni, nieprzygotowani na ograniczenia odbiorcy energii ponieśli w kilku godzinach straty rzędu 100 mln zł. Możliwe, że w przyszłości, przy braku odpowiednich działań, dłuższe planowe wyłączenia oraz rozległe awaryjne przerwy w zasilaniu mogą spowodować nieproporcjonalnie wyższe skoki cen energii i nieporównywalnie większe straty gospodarcze i społeczne, paradoksalnie, zapewniając sektorowi elektroenergetycznemu jeszcze większe nadspodziewane zyski (tzw. windfall profits). Dlaczego kontynuacja dotychczasowej polityki energetycznej i zapowiedzi działań naprawczych nie będą skuteczne? Problem pokrycia szybko rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną w szczytach letnich dotyczy wielu krajów poza Polską np. Francji. Rekordowe upały dotknęły całą Europę, to jak systemy energetyczne radzą sobie z tym zależy po pierwsze od rodzaju źródeł z których wytwarzana jest energia: im bardziej zdywersyfikowany miks tym mniejsze ryzyko. Po drugie od jakości połączeń transgranicznych i możliwości bilansowania dostaw energii z zagranicy oraz po trzecie od jakości infrastruktury przesyłowej zauważa Joanna Maćkowiak-Pandera, szefowa Forum Analiz Energetycznych. Na przykład Niemcy, w krytycznych dla Polski dniach, w szczytach dziennych wytwarzały w systemach fotowoltaicznych tyle energii, ile wynosi całkowite zapotrzebowanie na energię elektryczną w Polsce. Kiedy Francuzi mają problem z chłodzeniem elektrowni jądrowych pożyczają prąd z Niemiec, natomiast oddają kiedy inni mają problem ze zbilansowaniem systemu.

2 Wysokie temperatury powietrza i obniżenie się poziomu wody w rzekach unaoczniły czym się rożni polska energetyka od tej funkcjonującej obecnie w UE, w tym oczywiste, ale od dawna lekceważone fakty. Polska: zajmuje przedostatnie miejsce w Europie pod względem zasobów wód na jednego mieszkańca na rok, ma przemysł, w szczególności energetyczny, trzy razy bardziej wodochłonny niż przemysł europejski, ma jeden z najmniejszych udziałów źródeł rozproszonych w strukturze wytwarzania energii, ma najmniejszy na mieszkańca udział słonecznych systemów fotowoltaicznych. W tej sytuacji sposobem na rozwiązanie problemów z chłodzeniem bloków energetycznych i ograniczeniami w przesyle energii w szczycie letnim nie jest zapowiadana budowa kolejnych nowych elektrowni cieplnych. W szczególności elektrowni węglowych i jądrowych, których zapotrzebowanie na wodę do chłodzenia kształtuje się na poziomie 3-4 m 3 /MWh, ale też, choć w mniejszym zakresie, elektrowni gazowych zużywających średnio ok. 1 m 3 /MWh. Dramatyczna sytuacja hydrologiczna, jaka wystąpiła latem br., gdyby miała swą kontynuację w okresie mroźnej zimy (bardzo niski poziom wód), może już nie ograniczyć, ale wręcz sparaliżować działanie źródeł cieplnych, gdyby cieki wodne wykorzystywane do chłodzenia zamarzły do dna. Generacja rozproszona, w tym energetyka słoneczna oraz inteligenta sieć i zarządzanie popytem najlepszym środkiem ograniczenia nowych zagrożeń. W krytycznym dniu 10 sierpnia powstałe w efekcie upałów ubytki mocy w tzw. jednostkach wytwórczych centralnie dysponowanych (w praktyce elektrownie węglowe) sięgały nawet 4 GW, ale o doprowadzeniu do ogłoszenia 20-stopna zasilania zdecydował brak kilkuset MW mocy w systemie. Tego rzędu deficyt mocy spowodował też skok cen energii. Rozwiązaniem na niezbilansowanie krajowej podaży i popytu energii elektrycznej są już nie tylko istniejące bloki węglowe (tylko te najbardziej efektywne i elastyczne), ale przede wszystkim budowana zdecydowanie szybciej niż obecnie rozproszona i zróżnicowana technologicznie energetyka odnawialna. W szczycie letnim energia słoneczna, a w szczycie zimowym energetyka wiatrowa, wspierane rozwijaną stopniowo infrastrukturą magazynowania energii. W celu potwierdzenia tezy o przydatności rozproszonej energetyki słonecznej jako elementu bezpieczeństwa energetycznego i ekonomicznego, także w tegorocznym kryzysie, Instytut Energetyki Odnawialnej (IEO) rozważył scenariusz, w którym ustawa o OZE wraz z tzw. poprawką prosumencką wchodzi w życie, tak jak zakładano 1 stycznia 2013 roku, a nie dopiero 1 stycznia 2016 roku (infografiki i komentarz w załączeniu) Dwa lata ( ) funkcjonowania taryf gwarantowanych dla mikroinstalacji pozwoliłyby na zbudowanie ok. 300 MW mocy w ok. 100 tys. przydomowych instalacjach fotowoltaicznych. Źródła te w dniu 11 sierpnia pozwoliłyby na wytworzenie ok. 1,4 GWh energii. Gdyby nawet założyć, że przez całe dwa lata utrzymywana byłaby najwyższa początkowa taryfa (w praktyce po 2 latach byłaby ona o ok. 20% niższa) dla najmniejszych źródeł do 3 kw 0,75 zł/kwh, byłaby to cena o połowę niższa od ceny energii w szczycie 10 sierpnia zł/mwh. Podaż energii elektrycznej ze źródeł słonecznych, wprowadzonej do sieci w kryzysowych dniach szczytu letniego, mogłaby być wystarczająca do uniknięcia skoku cen energii i nadmiernych kosztów (dodatkowe przychody firm energetycznych wyniosły w ciągu 6 godzin ponad 10 mln zł). Ponadto zapobiegła by konieczności wprowadzenia 20-go stopnia zasilania oraz stanowić by mogła trwałe zabezpieczenie na szczyty letnie w kolejnych latach komentuje Grzegorz Wiśniewski, szef IEO. I dodaje, że podobna moc mogłaby być zbudowana także w instalacjach fotowoltaicznych off grid wspartych dotacjami dla przemysłu (bez ryzyka niezgodnej z zasadami pomocy publicznej, o ile pokrywałyby tylko potrzeby własne). Rezerwowanie mocy w systemie nowymi elektrowniami cieplnymi spowodowałoby przede wszystkim wzrost kosztów w systemie, a nie rozwiązanie problemu niezbilansowania podaży i popytu w szczytach. Włodzimierz Sokół Szef Służby Inżynierii Lotniska Chopina, jednego z pierwszych lotnisk w Europie które w znaczącym zakresie zastosowało panele słoneczne w celu wytwarzania energii elektrycznej na własne potrzeby, potwierdza zasadność inwestycji w celu ograniczania kosztów zakupu energii w szczególności w szczycie letnim. Instalacja fotowoltaiczna o mocy 800 kw zbudowana ze wsparciem w formie dotacji i zainstalowana na dachach lotniska pokrywa 20% potrzeb energetycznych lotniska. Sprawdziła się w szczególności w upalne dni sierpniowe, dostarczając średnio 3 MWh/dziennie i o tyle zmniejszając zapotrzebowanie lotniska na energię elektryczną z sieci. Zdaniem Piotra Czajkowskiego, wiceprezesa Związku Pracodawców Forum Energetyki Odnawialnej (ZP FEO) nie można dopuścić do dalszego opóźniania wejścia w życie ustawy o OZE. Dotychczasowy brak jasnych i stabilnych przepisów wdrażających bodźce rozwojowe dla sektora OZE ograniczył rozwój i inwestycje, skutkując znacznymi utrudnieniami dla inwestorów. Tymczasem krajowy przemysł fotowoltaiczny dysponuje potencjałem aby uchronić Polskę przed letnimi ograniczeniami w poborze prądu już w 2017 roku. Dodatkowo fotowoltaika w miksie energetycznym to większe bezpieczeństwo energetyczne, które w sposób oczywisty wynika z modelu rozproszonego

3 opartego na źródłach odnawialnych. Jako główne zalety, poza większą niezależnością od paliw kopalnych, warto wymienić choćby większą odporność na potencjalne awarie, zmniejszone straty na przesyle, a po dodaniu z czasem akumulatorów rozwiązanie trwale stabilizujące cały system energetyczny. Rynek fotowoltaiki w Polsce Wg najnowszego raportu IEO aktualna skumulowana moc w systemach fotowoltaicznych (stan na koniec maja 2015 roku) wynosi 40 MW, czyli tysiąc razy mnie niż w Niemczech. Przykładowo w 2013 roku było to 11 MW. W samym 2015 r. przyrost mocy zainstalowanej przekroczył 12,3 MW (prawie 80% przyrostu mocy w porównaniu z 2014 roku). Analizy ekonomiczne wykonane przez IEO wskazują, że systemy fotowoltaiczne, o ile teraz zostaną dopuszczone do rynku, już na przełomie 2018 i 2019 roku będą dostarczały do odbiorców energię elektryczną po koszcie niższym niż koszty energii z krajowego systemu energetycznego. Instalacje fotowoltaiczne osiągną tym samym tzw. grid parity. Organizatorem debaty byli: IEO oraz ZP FEO, przy wsparciu partnerów strategicznych firmy Caldoris Sp. z o.o. oraz Energia Polska S.A. Dodatkowych informacji udziela: Instytut Energetyki Odnawialnej (IEO) Anna Santorska kom.: Załącznik: Analiza Instytutu Energetyki Odnawialnej

4 Co dałaby prosumencka generacja fotowoltaiczna w okresie sierpniowego kryzysu energetycznego? W dniu 10 sierpnia, w kulminacyjnym momencie letnich upałów i braku dostępnych rezerw wytwórczych, Polskie Sieci Energetyczne ogłosiły wprowadzenie 20-stego stopnia zasilania z dniem 11 sierpnia w godzinach 10:00-17:00, co oznaczało ograniczenia w poborze energii elektrycznej dla 8 tys. odbiorców w szczycie dziennym. W tygodniu poprzedzającym wprowadzenie 20-tego stopnia zasilania na giełdzie rosły ceny energii przekraczając w dniu 10 sierpnia, w szczycie południowym od godziny 10:00 do 16:00 symboliczny próg 1000 zł/mwh (średnia ze wszystkich notowań). W godzinach od 12:00 do 13:00 cena przekroczyła 1400 zł/mwh. Średnio była to cena ponad 7-krotnie wyższa od średniej ceny energii w okresach szczytu (tzw. PEAK) z lipca br. (175 zł/mwh) i niemalże dwukrotnie wyższa od najwyższej taryfy gwarantowanej (FiT) na energię z najmniejszych mikroinstalacji fotowoltaicznych, jaka będzie obowiązywać od 1 stycznia 2016 roku (750 zł/mwh). Kształtowanie się ceny energii na giełdzie (dane TGE) w szczycie w dniu 10 sierpnia wraz z jej porównaniem do ceny referencyjnej z lipca oraz do wysokości taryfy FiT ustalonej na pierwsze prosumenckie instalacje fotowoltaiczne ilustruje poniższy wykres. Koszty wzrostu cen na giełdzie ponieśli ostatecznie wszyscy odbiorcy przyłączeni do sieci PLN/MWh 1400 PLN/MWh 1200 PLN/MWh 1000 PLN/MWh 800 PLN/MWh 600 PLN/MWh 400 PLN/MWh 200 PLN/MWh 0 PLN/MWh Średnia cena energii na TGE w dniu 11 sierpnia 2015 Początkowa taryfa FiT dla mikroinstalacji PV o mocy do 3 kw Średnia cena energii w szczycie (PEAK) w lipcu 2015 Wprowadzenie 20-go stopnia zasilania i administracyjne organicznie poboru energii elektrycznej powstrzymało tygodniowy marsz jej cen w górę (aż do ekstremum w dniu 10 sierpnia) i spowodowało ich spadek w dniu 11 sierpnia do niemalże normalnego poziomu, poniżej 200 zł/mwh. Jednocześnie nieproporcjonalnie wyższe koszty braku energii wywołane ograniczeniami w dostawach zostały przerzucone na odbiorców energii, w szczególności przemysłowych. Wolumen energii na giełdzie w dniu 10 sierpnia w najdroższym paśmie w godzinach 10:00-16:00, sprzedawany po cenie przekraczającej 750 zł/mwh, wyniósł 8,8 GWh. W stosunku do średniej ceny energii w szczycie z lipca, skok cen w dniu 11 sierpnia w najdroższym paśmie spowodował wzrost kosztów energii w systemie i wygenerował nadzwyczajne przychody grup energetycznych (tzw. windfall profits) w wysokości ponad 10 mln zł (w ciągu całego dnia nadzwyczajne przychody w stosunku do typowego dnia lipcowego przekroczyły 11 mln zł). Podobny koszt w systemie energetycznym wywołałaby obecność 300 MW mocy w instalacjach prosumenckich, które w dniu 11 sierpnia oddałyby do sieci 1,35 GWh energii (920 MWh w godzinach 10:00-16:00) po najwyższych taryfach gwarantowanych 750 zł/mwh. Dokładnie taką moc (300 MW) do zainstalowania w tysiącach mikroinstalacji do 3 kw wspieranych taryfami gwarantowanymi przewiduje ustawa o odnawialnych źródłach energii z 20 lutego br. Na rysunku poniżej zilustrowano wpływ jaki na poprawę bilansu energii w dniu 11 sierpnia wywołałaby hipotetyczna rozproszona generacja fotowoltaiczna o łącznej dodatkowej mocy 300 MW (wg danych IEO w praktyce w tym dniu w Polsce, zarówno w systemach przyłączonych jak i nieprzyłączonych do sieci pracowało zaledwie 40 MW mocy zainstalowanej w elektrowniach słonecznych). Generacja ta, przyłączona do sieci niskiego napięcia, nie spowodowałaby też strat energii na przesyle i dystrybucji, wzrastających w okresie upałów (a zmniejszyłaby znacząco straty energii w systemie).

5 1800 MWh 1600 MWh 1400 MWh 1200 MWh 1000 MWh 800 MWh 600 MWh 400 MWh 200 MWh 0 MWh Wolumen energii sprzedanej na TGE w dniu 11 sierpnia Wolumen energii wyprodukowanej w 300 MW prosumenckich instalacji PV Sumaryczny efekt hipotetycznej obecności w dniu 11 sierpnia dodatkowej generacji o mocy 300 MW w prosumenckich systemach fotowoltaicznych, jakie mogłyby powstać dzięki wcześniejszemu o ok. 2 lat wprowadzeniu w życie taryf FiT pokazuje poniższy rysunek. 2,5 mln PLN 2,0 mln PLN Pole nadmiernych kosztów w systemie energetycznym bez PV = 11 mln PLN/dzień Pole oszczędności (FiT < cena energii) dzięki 300 MW mikroistalacji PV 1600 PLN/MWh 1400 PLN/MWh 1200 PLN/MWh 1,5 mln PLN 1000 PLN/MWh 800 PLN/MWh 1,0 mln PLN 600 PLN/MWh 0,5 mln PLN 400 PLN/MWh 200 PLN/MWh 0,0 mln PLN 0 PLN/MWh LEWA OŚ: Wartość energii sprzedanej na TGE w dniu 11 sierpnia LEWA OŚ: Nadmierne koszty w systemie energetycznym bez PV - zyski koncernów energetycznych w dniu 11 sierpnia LEWA OŚ: Koszt energii wyprodukowanej w 300 MW prosumenckich instalacji PV (źródła do 3 kw, taryfa FiT równa 0,75 PLN/kWh) w dniu 11 sierpnia Średnia cena energii na TGE w dniu 11 sierpnia: PRAWA OŚ Średnia cena energii w szczycie (PEAK) w lipcu 2015: PRAWA OŚ Początkowa taryfa FiT dla mikroinstalacji PV o mocy do 3 kw: PRAWA OŚ Wnioski: Profil generacji fotowoltaicznej w Polsce w dniu 11 sierpnia 2015 roku niemalże idealnie pokrywa się z profilem zapotrzebowania na energię elektryczną w okresie szczytu południowego 12:00-14:00 oraz w okresie obowiązywania 20-go stopnia zasilania 10:00-17:00. Generacja fotowoltaiczna o mocy 300 MW przewidziana do zbudowania w instalacjach prosumenckich objętych taryfami gwarantowanymi FiT - gdyby te weszły w życie zgodnie z pierwotnym planem 1 stycznia 2013 roku (a nie dwa lata później), pozwoliłaby na oszczędności kosztów zaopatrzenia odbiorców w energię elektryczną w kryzysowym dniu 10 sierpnia (i w tygodniu poprzedzającym) oraz mogłaby zapobiec wprowadzeniu 20-go stopnia zasilania i ograniczeniom w dostawach energii w dniu 11-sierpnia (i w tygodniu następnym). W opracowaniu wykorzystano symulacje systemów fotowoltaicznych dla Polski przeprowadzone programem T*Sol, dane Towarowej Giełdy Energii S.A. oraz wyniki raportu IEO Rynek fotowoltaiki w Polsce Oprac. Instytut Energetyki Odnawialnej Warszawa, 24 sierpnia 2015 r. Kontakt: biuro@ieo.pl