Energetyka konwencjonalna vs. odnawialna. Nieuchronny konflikt czy konieczna synergia?

Transkrypt

1 Energetyka konwencjonalna vs. odnawialna Nieuchronny konflikt czy konieczna synergia?

2 Co się dzieje w światowej energetyce? Świat już nie dyskutuje, czy rozwijać OZE robią to wszystkie wiodące gospodarki z Chinami i USA na czele i to bynajmniej nie z powodu zagrożenia klimatu! Dziś opracowuje się strategie rozwoju energetyki rozproszonej i magazynowania energii!

3 Energia w UE i w Polsce wybrane fakty W europejskim mixie energetycznym w 2012 r. wiodącą rolę odgrywała ropa naftowa 35% konsumpcji, gaz ziemny 24%, energetyka jądrowa 14%, węgiel 17% i źródła odnawialne 10%; W Polsce jest to zupełnie inna struktura: węgiel 51%, ropa naftowa 25%, gaz ziemny 14% i źródła odnawialne - 9%; W 2012 r. prawie 90 % ropy, 66 % gazu i 42 % paliw stałych zużytych w UE pochodziło z przywozu, powodując koszty wynoszące powyżej 1 mld euro dziennie (421mld ) Uzależnienie UE 28 od importu energii i jej nośników sięga 54% (Eurozona 61%), a w Polsce ok. 31% (z czego dostawy z obszaru WNP stanowią ponad 90%) Około 39 % gazu importowanego do UE pochodzi z Rosji, 33 % z Norwegii, a 22 % z Afryki Północnej (Algieria, Libia). Średnia konsumpcja energii pierwotnej per capita w UE28 wynosi ok. 3,3 toe/rok (EU15-3,6 toe/rok). W Polsce ten wskaźnik wynosi ok. 2,6 (w USA 7,3 toe/rok, a w Chinach 1,8 toe/rok) Średnioroczne zużycie energii elektrycznej per capita w Polsce to ok. 3,2 MWh (UE28 ok. 5,5 MWh),

4 Odnawialne źródła energii w Unii Europejskiej 4 Źródło: Raport Eurostat za 2012 r. Od 2004 roku udział energii ze źródeł odnawialnych w miksie energetycznym wzrósł we wszystkich krajach Unii Europejskiej. udział OZE w podaży energii finalnej brutto Szwecja 1 38,7% 51,0% Łotwa 35,8 % Finlandia 34,3 % Austria 22,7% 32,1% Dania 14,5% 26,0% Niemcy 2 (2000 r) 3,8% 12,7% Polska 6,7% (w 2010 r. 10,4%) 11,1% Grecja 7,2% 15,1% Włochy 5,7% 13,5% Wielka Brytania 4,2% UE27 8,3% 14,1% Cel na 2020 r. UE27/Polska 20% 15% 1 Szwecja osiągnęła już swój cel na 2020 r, podobnie jak Estonia (2011 r.) i Bułgaria (2012 r.) 2 Niemcy - pierwsze miejsce w świecie pod względem ilości wyprodukowanej energii z OZE per capita (poza energią z elektrowni wodnych)

5 Polityka klimatyczno-energetyczna Unii Europejskiej W perspektywie roku 2020 trzy główne osie działania: Redukcja emisji gazów szklarniowych o 20% w stosunku do poziomu z roku 1990 Wzrost udziału OZE do 20% konsumpcji energii finalnej (Polska 15%) Zwiększenie o 20% efektywności energetycznej (nakład energii na 1000 PKB) oraz Budowa jednolitego europejskiego rynku energii, m.in poprzez stworzenie systemu połączeń transgranicznych o mocy nie mniejszej niż 10% mocy zainstalowanych w danym państwie (plany zakładały uruchomienie tego rynku już w tym roku, ale napotykają na opór). W perspektywie roku 2030 (propozycje KE niezatwierdzone przez Radę): Dalsza redukcja emisji gazów szklarniowych o 40% w stosunku do poziomu z roku 1990; Wzrost udziału OZE do 27% (bez określania celów krajowych); W perspektywie roku 2050 dominująca rola OZE i redukcja GHC o 80% UWAGA! Wbrew powszechnemu w Polsce przekonaniu Ochrona Klimatu w skali globu nie jest jedynym celem działań UE chodzi przede wszystkim o zwiększenie własnego bezpieczeństwa energetycznego, w szczególności poprzez uniezależnienie się od importu dzięki rozwojowi nowych źródeł odnawialnych i efektywności energetycznej, a przy okazji zmuszenie innych wiodących gospodarek światowych do ponoszenia porównywalnych kosztów zmian modelu gospodarczego! 5

6 Strategia energetyczna UE po kryzysie ukraińskim Aby sprostać średnio- i długoterminowym wyzwaniom w zakresie bezpieczeństwa dostaw Komisja Europejska proponuje działania w kilku kluczowych obszarach (Barroso, ): Zbudowanie wewnętrznego rynku energii (osiągnięcie do 2030 r. celu 15% w zakresie łączenia zainstalowanej mocy wytwórczej energii elektrycznej, przy uwzględnieniu kosztów i możliwości wymiany handlowej w regionach); Rozwój połączeń infrastrukturalnych niezbędnych do szybkiego reagowania na ewentualne zakłócenia w dostawach energii (zidentyfikowano 33 projekty w dziedzinie infrastruktury, które mają zasadnicze znaczenie dla bezpieczeństwa energetycznego UE); Zróżnicowanie krajów dostawców i tras dostaw (budowa więzi z nowymi krajami partnerskimi i poszukiwanie nowych szlaków dostaw, np. w basenie Morza Kaspijskiego, poprzez rozwój południowego korytarza gazowego w regionie Morza Śródziemnego oraz zwiększanie dostaw skroplonego gazu ziemnego - LNG); Wzmocnienie mechanizmów solidarności i reagowania na wypadek awarii oraz ochrona infrastruktury krytycznej; Zwiększenie wewnętrznej produkcji energii, poprzez dalszy rozwój odnawialnych źródeł energii, bezpieczne wykorzystanie energii jądrowej (jeżeli poszczególne kraje zdecydują o wyborze tej opcji) oraz zrównoważoną produkcję paliw kopalnych; Poprawa koordynacji unijnej i krajowych polityk energetycznych oraz planowanych umów międzyrządowych z państwami trzecimi (mówienie jednym głosem), które mogą mieć potencjalny wpływ na bezpieczeństwo dostaw (Komisja zamierza uczestniczyć w tych rozmowach i zagwarantuje pełną zgodność wszystkich takich porozumień i wszystkich projektów infrastruktury na terytorium UE z właściwymi przepisami UE); Dalszy rozwój technologii energetycznych; Dalsza poprawa efektywności energetycznej, w tym zwłaszcza w sektorze budownictwa (budynki odpowiadają za 40 % naszego zużycia energii i jedną trzecią zużycia gazu ziemnego). 6

7 Mln ton oleju ekwiwalntenego Energia w UE efektywność energetyczna Zmiany zużycia energii w EU28 w latach Polska EU NAC NAC Polska konsumpcja roku W dacie akcesji konsumpcja energii pierwotnej w Polsce stanowiła ok. 5,2% konsumpcji EU28 i ok. 5,9% EU15. Od tego czasu zużycie energii pierwotnej w Polsce utrzymuje się na podobnym poziomie, a EU15 zredukowała swoje roczne zużycie o ponad 130 mln t oe, (czyli o ponad 30 mln t więcej (!) niż aktualna roczna konsumpcja energii pierwotnej w Polsce) 130

8 Tysiące ton olleju ekwiwalwalentnego Polski miks energetyczny w latach , Konsumpcja energii pierwotnej w Polsce w latach (wg. źródeł) 100, , , , , Lata paliwa stałe ropa gaz OZE odpady 8

9 Polski miks elektroenergetyczny w 2012 r hydoenergetyka 1% Gaz ziemny 4% Biomasa i biogaz 6% Wiatr 3% Węgiel kamienny 50% Węgiel brunatny 34% ropopchodne i gaz ciekły 2% Źródło: ARE Większość niezależnych od państwowego oligopolu ekspertów twierdzi, że taki model energetyczny nie może się utrzymać nawet w średniookresowym horyzoncie. Potwierdza to historia rozwoju wiodących gospodarek światowych, a także Chin 9

10 Polskie wyzwania i dylematy energetyczne Przebudowywać konsekwentnie krajowy mix energetyczny, stopniowo, według długofalowego planu, odchodząc od wykorzystania krajowego węgla i importu paliw kopalnych, jako podstawy systemowej, i rozwijając sektory energetyki alternatywnej, w tym energetyki odnawialnej i prosumenckiej oraz zwiększając efektywność energetyczną czy też uznając unijną politykę energetyczno-klimatyczną za błędną realizować jej cele jak najmniejszym kosztem (a nawet tylko pozornie) zakładając, że w niedalekiej przyszłości węgiel znów stanie się podstawą bezpieczeństwa energetycznego kraju i być może Europy? 10

11 Polskie cele w zakresie udziału energii z OZE (2020) Dyrektywa 2009/28/WE Krajowy Plan Działania Ustawa OZE (2009) (2010) (2016?) 20% Cel dla udziału energii z OZE w finalnym zużyciu w UE 15% Cel udziału energii z OZE w finalnym zużyciu w Polsce Elektr. ciepło Trans. Cele udziału energii z OZE w finalnym zużyciu w poszczególnych sektorach w Polsce 19% 17% 10%

12 Polskie wyzwania i dylematy Cel: strategiczne bezpieczeństwo energetyczne, przy jednoczesnym zapewnieniu stabilnego wzrostu i utrzymaniu konkurencyjności polskiej gospodarki na poziomie regionalnym i globalnym To mrzonka, czy realny plan? Jak go osiągnąć? Kontekst zewnętrzny - wyzwania Węgiel, ropa, gaz i ich rola w zaspokajaniu globalnego popytu na energię Konkurencyjność energetyczna - kraje rozwinięte vs. kraje rozwijające się Jednolity rynek europejski, a koncepcja unii energetycznej Energia, a środowisko jakość życia vs. bezpieczeństwo energetyczne Energia jako narzędzie nacisku politycznego strategie uzyskiwania hegemonii energetycznej naszych bliższych i dalszych sąsiadów Strategia zwiększania bezpieczeństwa energetycznego - dylematy Tylko generacja krajowa, czy udział w jednolitym europejskim rynku? A może europejska unia energetyczna? Czy postawienie na węgiel i/lub atom daje nadzieję na tanią, a przynajmniej nie droższą energię w przyszłości? Odnawialne źródła energii rozwijać własny potencjał, czy też korzystać z tzw. transferów statystycznych? Jak uniknąć pułapek inwestycyjnych dzisiejsze wybory mogą wzmacniać lub ograniczać zdolność do elastycznej reakcji w przyszłości! 12

13 Nadchodzące (nieuchronnie) zmiany Krajowy węgiel kamienny, a w perspektywie lat także węgiel brunatny utracą atrybuty paliw tanich, łatwych do pozyskania, gwarantujących bezpieczeństwo energetyczne (eksperci szacują, że za 15 lat 80% ponad 80% węgla kamiennego zużywanego w Polsce może pochodzić z importu, a wydobycie węgla brunatnego może zacząć spadać); Konieczność budowy/odbudowy/modernizacji mocy wytwórczych w energetyce konwencjonalnej spowoduje albo dramatyczny spadek rentowności dużych spółek energetycznych, albo konieczność znaczącego wzrostu cen energii z tych źródeł niezbędne nakłady na wymianę ok. 1/3 mocy elektrowni cieplnych to ok mld!; Postępować będzie rozwój mikroźródeł i zamiana części konsumentów w prosumentów (zwłaszcza w zabudowie rozproszonej poza miastami) energetyka solarna może osiągnąć tzw. grid parity już w latach 2019/2020, a wiatrowa najpóźniej w 2025 r; Energetyka prosumencka oraz energooszczędne budynki i AGD zmienią strukturę popytu na energię, a w horyzoncie 10- letnim przyniosą jego stabilizację (na stosunkowo niskim poziomie) w sektorze gospodarstw domowych i w sektorze publicznym, co pociągnie za sobą zmianę warunków podaży (wymagana będzie większa elastyczność, empatia w stosunku do klientów i aktywne zarządzanie popytem); Istotnym czynnikiem kształtującym rynek energii elektrycznej i wpływającym na zarządzanie podażą mogą stać się samochody elektryczne, z jednej strony jako generujące dodatkowy popyt na energię elektryczną, a jednocześnie jako de facto magazyny energii; 13

14 Nadchodzące (nieuchronnie) zmiany Paradoksalnie, uświadomienie sobie konsekwencji tych zmian jest nie tylko warunkiem, ale może być także podstawą do uzdrowienia sytuacji w górnictwie węgla kamiennego, prowadzącej do wzrostu efektywności wykorzystania tych zasobów oraz lepszego planowania rozwoju energetyki zawodowej! 14

15 Miliony MWh Efekty dotychczasowych działań Realny potencjał produkcyjny odnawialnych źródeł energii wynosi w Polsce co najmniej 2500 PJ/rok (ok. 60% krajowego zapotrzebowania na energię pierwotną), co jest wielkością 40-krotnie większą od aktualnej produkcji! Wzrost produkcji energii elektrycznej z OZE w Polsce r r r r r r r r. Energia wytworzona [MWh] Współspalanie* 877, ,314, ,797, ,751, ,281, ,243, ,999, ,695, Elektrownie wodne 2,175, ,029, ,252, ,152, ,375, ,922, ,316, ,031, Elektrownie wiatrowe 135, , , , ,045, ,823, ,128, ,599, Fotovoltaika , Elektrownie na biomasę 467, , , , , , ,055, ,126, Elektrownie na biogaz 104, , , , , , , ,

16 Błędne opinie fałszywe diagnozy Odnawialne źródła energii działają poza wolnym rynkiem, nie mają żadnych obowiązków, a korzystają z nieuzasadnionych (sic!) przywilejów (ze wsparcia). Większość energii zaliczanej do OZE (70%) pochodzi z współspalania i tzw. starej wody to źródła w dyspozycji pionowo zintegrowanych przedsiębiorstw WEK, które ciągle jeszcze mają przemożny wpływ na funkcjonowanie systemu i rynku energii w Polsce! Są niestabilne i drogie, a ponadto generują ogromne koszty bilansowania. Średnia cena energii na rynku konkurencyjnym kształtowała się w 2013 r. na poziomie 181 zł/mwh, około 20 zł mniej niż w analogicznym okresie roku ubiegłego, mimo iż w sektorze OZE powstało dodatkowe 1300 MW; Koszty bilansowania OZE (w zasadzie tylko energetyki wiatrowej) nie przekraczają kilka złotych/mwh, czyli wynoszą ułamek procenta (około 0,3%) wartości rynkowej energii sprzedawanej na polskim rynku; Ponieważ jednocześnie mają niskie koszty zmienne (sic!), to dewastują rynek, wypierają z niego źródła tradycyjne, obniżają hurtowe ceny energii, przez co inwestycje w konwencjonalne źródła nie mogą być realizowane, bo się nie opłacają. Żadne z odnawialnych źródeł nie sprzedaje dziś energii po kosztach zmiennych, tylko co najwyżej po cenie gwarantowanej, ustalanej jako średnia cena energii z rynku konkurencyjnego według notowań z roku poprzedzającego albo po niższych cenach ustalonych w kontraktach długoterminowych! Źródła OZE (nowe), nie należące do spółek WEK generują około 5-6% wolumenu energii trafiającej na rynek taka ilość nie może mieć i nie ma istotnego wpływu na ceny hurtowe! Budowa nowych elektrowni konwencjonalnych nie opłaca się, gdyż koszt wytwarzania energii wynosiłby ok zł/mwh (przy obecnej cenie węgla i bez kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2), a w przypadku energetyki nuklearnej co najmniej 330 zł/mwh 16

17 Mity sobie, fakty sobie Mity: System wsparcia OZE jest główną przyczyną wzrostu cen energii elektrycznej. Rząd musi zmienić zasady wsparcia tak aby osiągnięcie celów narzuconych przez Unię Europejską kosztowało jak najmniej Fakty: Od 2005 r r. ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych wzrosły o prawie 150 %. Impuls cenowy z tytułu rosnących kosztów systemu wsparcia nie przekroczył w tym okresie 25% ceny bazowej z 2005 r! Elektrownie na biogaz 3% Fotovoltaika 0% Elektrownie na biomasę 8% Skumulowana maksymalna wartość wydanych w tym okresie zielonych certyfikatów (za 61,6 TWh wytworzonej energii) wyniosła 17 mld zł, z czego PONAD 75%, za energię ze współspalania i z dużych elektrowni wodnych, trafiło do spółek Skarbu Państwa (inwestycje rzędu 2 mld zł) Sektor wiatrowy zainwestował w tym samym okresie blisko 20 mld zł, otrzymując łącznie (!) w okresie 7 lat wsparcie rzędu 3 mld zł! Współspala nie 43% Elektrownie wodne 27% Elektrownie wiatrowe 19% 17

18 Jaki jest rzeczywisty koszt systemu wsparcia OZE? Koszty systemu wsparcia w 2012 r. przy ówczesnej cenie certyfikatów odniesione do całkowitego zużycia netto: Maksymalne możliwe z powodu zakupu certyfikatów do umorzenia 3 gr / kwh (30 zł/mwh) Rzeczywiste przy zastosowaniu cen certyfikatów z kontraktów długoterminowych i z giełdy 2,2-2,5 gr / kwh (25 zł/mwh) Szacowany koszt umorzenia zielonych certyfikatów, gdyby nie wspierać współspalania, dużych bloków na biomasę i dużej zamortyzowanej energetyki wodnej: 0,7 gr / kwh (7 zł / MWh) Czyli 1% rachunku! Źródło: PIGEO na podstawie TGE, ARE, URE oraz rachunku za energię w G11 18

19 Czy alternatywą jest energetyka atomowa? Koszty budowy i energii z aktualnie realizowanych projektów atomowych w Europie: Wlk. Brytania: budowa EJ Hinkley Point - 2 bloki EPR o mocy 1600 MWe każdy Wartość kontraktu 16 mld funtów lub 20 mld euro (czyli ok. 82,5 mld zł wg kursu 1 = 4,11 PLN) Kontrakt na dostawy energii ma obowiązywać przez 35 lat od momentu przekazania inwestycji do użytkowania. Cena gwarantowana w kontrakcie różnicowym to 92,5 (ok. 500 zł/mwh) Termin uruchomienia 2023 r (pod warunkiem zatwierdzenia zasad pomocy publicznej dla inwestycji przez Komisję Europejską) Finlandia: rozbudowa EJ Olkiluoto (blok z reaktorem EPR o mocy 1600 MWe - etap 3 w istniejącej EJ) Rozpoczęcie inwestycji 2005 r (po wielokrotnych zmianach harmonogramu blok ma być oddany do eksploatacji w 2016 r. 7 lat opóźnienia) Początkowa wartość kontraktu 3 mld (skorygowane koszty inwestycji nie mniej niż 8,5 mld ) Francja: budowa bloku jądrowego w EJ Flamanville o mocy 1650 MWe (etap 3 w istniejącej EJ) Rozpoczęcie inwestycji 2005 r., zweryfikowany termin uruchomienia r. (4 lata opóźnienia) Początkowa wartość kontraktu 5 mld (skorygowane w 2013 r koszty inwestycji ok. 8,5 mld ) Węgry: rozbudowa istniejącej EJ Paks (podwojenie mocy dzięki budowie 2 bloków WWER o mocy 1200 MW każdy) Inwestycja rozpocznie się prawdopodobnie w 2014 r. Pierwszy blok może zostać oddany do użytku w 2023 roku Wartość inwestycji szacowana na mld euro, (80% finansowania z rosyjskiego kredytu w wysokości 10 mld euro). Polski Program Jądrowy: 2 x 2 x EPR 1500 MWe każdy Lokalizacja: nieprzesądzona, rozważane są co najmniej 3 opcje, wszystkie na północy kraju Koszt inwestycji: wg założeń PPJ mld PLN (dla pierwszych 2 bloków), natomiast wg aktualnych cen francuskich i brytyjskich inwestycja ta (3000 MW) kosztowałaby ok mld PLN (do tego oszacowania należy dodać koszty budowy nieistniejącej w Polsce infrastruktury zewnętrznej - CENA MUSI BYĆ MIN 10% wyższa niż rozbudowa obiektów istniejących) Termin uruchomienia pierwszego bloku nieznany (nie wcześniej niż w latach ), kolejny do 2035 r. Wartość całego polskiego rynku energii to ok. 25 mld zł 19

20 Jaki zatem powinien być przyszły miks energetyczny? Gwałtowny rozwój i bogactwo technologii nakazuje inwestować w projekty: o krótkim procesie inwestycyjnym łatwe do zastąpienia następnymi generacjami co powinno szybko przynieść korzystne efekty, analogicznie do przemian, które mają lub miały miejsce w sektorze IT oraz telekomunikacji. 20

21 Koncepcja przebudowy miksu energetycznego Należy określić optymalną strukturę miksu energetycznego, uwzględniającego rozwój OZE w oderwaniu do celu unijnego - konieczna weryfikacja Krajowego Planu Działań z 7 grudnia 2010 r. (KPD); Osiąganie celów planu może być kontrolowane z wykorzystaniem aukcji System wsparcia powinien stwarzać zachęty dla uczestnictwa źródeł sterowalnych (np. biogazownie, małe elektrociepłownie na biomasę, małe elektrownie wodne) w bilansowaniu krajowego systemu elektroenergetycznego oraz do kierowania swojej produkcji w pierwszej kolejności na rynki lokalne. Strategia osiągania celów powinna zakładać przyspieszenie rozwoju tych technologii, które w obecnym systemie nie uzyskiwały właściwego poziomu przychodów, przy czym stymulacja tego rozwoju powinna być ściśle skorelowana z osiąganiem dojrzałości (co oznacza także spadki cen) poszczególnych technologii. 21

22 Racjonalny i możliwy scenariusz rozwoju energetyki Węgiel kamienny i brunatny jako technologie pomostowe (jeszcze przez lat) Kontrolowany rozwój odnawialnych źródeł energii, w tym energetyki prosumenckiej Promocja rozproszonych obiektów małej i średniej mocy na gaz ziemny i biomasę (kogeneracja: energia elektryczna i ciepło jednocześnie) Systemowa energetyka gazowa jako technologia wspierająca Rozwój metod i systemów magazynowania energii Zwiększenie elastyczności bilansowania rynku energii dzięki DSM/DSR Energetyka jądrowa (?) 22

23 Zadania dla poszczególnych sektorów oze Energetyka prosumencka (fotowoltaika, mikrowiatraki, biomasa) redukcja zapotrzebowania na nieodnawialne nośniki energii po stronie sektora gospodarstw domowych (ciepło, energia elektryczna), łagodzenie pików i dolin sieciowych, odciążenie sieci WN/SN, docelowo znaczący udział w zasilaniu sieci; Sektor biogazowy zasilanie sieci lokalnych (zwiększenie pewności dostaw energii, redukcja strat na przesyle), docelowo: elastyczna gazowa rezerwa sieciowa, baza do produkcji biopaliw na masową skalę; Średnioskalowa energetyka wiatrowa zasilanie sieci lokalnych i krajowej, poważna redukcja zapotrzebowania na nośniki nieodnawialne, docelowo: czynnik stabilizujący (zmniejszający) ceny, główne źródło zasilania magazynów energii; Sektor biomasowy i energetyka wodna sterowalne źródła energii elektrycznej i cieplnej (biomasa w kogeneracji) o znaczeniu lokalnym i regionalnym 23

24 Możliwy scenariusz rozwoju energetyki oze-atom Produkcja energii elektrycznej 250, , , ,000 50,000 0 GWh hydroenergetyka wiatr (morskie) wiatr (lądowe) fotovoltaika biomasa biogaz gaz ziemny/gaz łupkowy paliwo jądrowe węgiel brunatny Współspalanie* węgiel kamienny* 24

25 Możliwy scenariusz rozwoju energetyki oze-gaz Produkcja energii elektrycznej 250, , , ,000 50,000 0 GWh hydroenergetyka wiatr (morskie) wiatr (lądowe) fotovoltaika biomasa biogaz gaz ziemny/gaz łupkowy węgiel brunatny Współspalanie* węgiel kamienny* 25

26 MW Scenariusz oze-gaz Zmiany struktury mocy zainstalowanej hydroenergetyka wiatr (morskie) wiatr (lądowe) fotovoltaika biomasa biogaz

27 Niemiecki koncept energetyczny Moc generowana Magazynowanie w elektrowniach szczytowo pompowych Wodór (H2) przemiana na paliwa i ciepło biomasa Wiatr generacja Ponowne przetworzenie na prąd Typowe obciążenie sieci Wiatr stabilizowany Popyt modyfikowany Źródło: Enertrag, 2012 Godzina

28 Co robić? Opracowanie i przyjęcie długofalowej koncepcji rozwoju energetyki rozproszonej i prosumenckiej; Przyjęcie regulacji prawnych stymulujących, a nie hamujących rozwój OZE! Kontrolowany/zaplanowany rozwój mocy niestabilnych i mocy regulacyjnych eliminujący zagrożenia techniczne dla pracy pozostałych źródeł wytwórczych (bezpieczeństwo pracy elektrowni i sieci, w okresach niskiego zapotrzebowania (np. dni świąteczne) preferencje dla samobilansujących się JW OZE w układach hybrydowych; Rozwiązanie problemu regulacji pracy źródeł niestabilnych w układzie dzień/noc przeniesienie ciężaru działań regulacyjnych z cieplnych jednostek wytwórczych cieplne na elektrownie szczytowo-pompowe i inne magazyny energii oraz na systemy DSM/DSR konieczna stymulacja rozwoju tych narzędzi regulacyjnych! Odejście od koncepcji budowy tylko dużych bloków węglowych, których współpraca ze źródłami niestabilnymi jest utrudniona rozwój konwencjonalnej energetyki średnich mocy i wysokosprawnej kogeneracji! Rewizja koncepcji miedzianej płyty zmiana taryf promująca przesył energii na bliskie odległości Wypracowanie mechanizmów kompensacji wymuszanej okresowo redukcji pracy źródeł niestabilnych w sytuacjach zagrażających pracy pozostałych źródeł wytwórczych i/lub warunków pracy sieci.

29 Tomasz Podgajniak Wiceprezes Zarządu Polskiej Izby Gospodarczej Energii Odnawialnej Przewodniczący Rady Programowej greenpower 2014