Jak przedstawia się obecna sytuacja w sektorze energetycznym? Dlaczego tempo transformacji i powstawania mocy w zielonej energetyce jest niezadowalające? Jakiego przyspieszenia potrzebują OZE: regulacje, przystępność, ceny, możliwości przyłączenia do sieci? Czy są obszary, w których Polska traci swoje szanse, czy nie jest tak np. w przypadku biogazu? A wreszcie, jakie są największe wyzwania w tym obszarze związane z finansowaniem oraz dążeniem do stabilności systemu?

Odpowiedzi na te pytania poszukiwali uczestnicy debaty „Jak przyspieszyć skuteczną transformację? Energetyczne wyzwania dla nowej większości”, która odbyła się w redakcji „Rzeczpospolitej”. Paneliści przedstawili także szereg postulatów pod adresem nowego rządu, który – jak się oczekuje – ma stworzyć większość sejmowa.

Zmiany już następują

Mówiąc o koniecznych zmianach dotyczących rynku energetycznego, Grzegorz Onichimowski, senior consultant w NODESmarket, zauważył, że pierwsza z nich już się dokonuje, a chodzi o regulacje dotyczące energetyki wiatrowej.

– Ustawa wiatrakowa w kształcie z 2016 r. była jednym z głównych hamulcowych transformacji energetycznej w Polsce. Do dziś nie wiem, z jakiego powodu została przyjęta. Ostatnie lata przyniosły na świecie niezwykle szybki rozwój fotowoltaiki jako czołowego odnawialnego źródła energii (OZE). Okazało się, że są osoby, które postanowiły przeciwstawić fotowoltaikę wiatrowi, podczas gdy trzeba mieć jedno i drugie – stwierdził Grzegorz Onichimowski. – Dopiero wszystkie źródła odnawialne i cała infrastruktura OZE, w skład której wchodzi także biogaz czy magazyny energii, a także wszystkie źródła elastyczności, łącznie z elastycznością po stronie popytu, tworzą bazę, na której można budować mocno zdekarbonizowany system energetyczny. Kolejnym krokiem jest głęboka dekarbonizacja dzięki energetyce atomowej – dodał.

Jak mówił, są badania różnych think tanków, które mówią o tym, jak będą się zachowywać ceny energii, np. na giełdzie, kiedy udział energetyki wiatrowej będzie większy. – Widać wyraźnie, że jeżeli dziś chcemy zgłaszać jakąś ustawę, w której będzie mowa o ochronie klienta, jak zabezpieczyć niższą cenę, musimy pamiętać o działaniach nie tylko w krótkim, sześciomiesięcznym terminie, ale też pamiętać o dłuższym horyzoncie czasowym – zaznaczył przedstawiciel NODESmarket.

Jego zdaniem wśród kwestii, którymi trzeba się zająć „bardzo szybko”, jest zmiana ustawy odległościowej. Jak mówił, jest ona na liście 100 konkretów przygotowanej przez Koalicję Obywatelską przed wyborami, znalazła się także w umowie koalicyjnej. – Tę ustawę trzeba bardzo mocno zliberalizować, jeśli chcemy uniezależniać się od importu paliw kopalnych, a jednocześnie obniżać koszty energii – co idzie ze sobą w parze, bo energetyka wiatrowa na lądzie jest najtańsza w przeliczeniu na megawatogodzinę. Projekt zmian trafił już do Sejmu. Trzeba także otworzyć drogę do mniejszych instalacji, które będą tworzone na rzecz małych społeczności energetycznych, klastrów. Takie układy hybrydowe są najbardziej obiecujące, jeśli chodzi o OZE. W tym przypadku reguła 700 czy nawet 500 m mogłaby być problemem, jeśli chodzi np. o jeden wiatrak, który miałby zasilać np. zakład pracy czy gminę.

Drugą pilną sprawą jest wydawanie zgód na budowę i przyłączenie do sieci. – Kwestie ochrony środowiska od strony formalnej są bardzo dobrze zabezpieczone, mniej uwagi powinniśmy natomiast zwracać na kwestię czysto formalną. Jeśli dana społeczność, gmina uważają, że energetyka odnawialna na ich terenie ma sens, nie ma powodu, by to blokować. Idziemy w kierunku współdecydowania przez lokalne społeczności – wskazywał Grzegorz Onichimowski.

Andrzej Grzyb, poseł PSL, zgodził się z obydwiema kwestiami i dodał, że propozycje powyższych zmian – co do których zgadzają się kluby tworzące większość parlamentarną – będą przedmiotem międzyklubowych konsultacji wraz z projektem zamrożenia cen energii na kolejne minimum pół roku.

Andrzej Grzyb także pod kreślał znaczenie tych regulacji dla lokalnych społeczności. – Tworzy się coraz więcej spółdzielni energetycznych, które potrzebują wsparcia finansowego, impulsu do rozwoju i zmian regulacji prawnych. Ale musi to następować w zgodzie z lokalnymi społecznościami. Kluczowa dla zmiany ustawy wiatrakowej może być zachęta dla lokalnych społeczności energetycznych w postaci udziałów w nowej inwestycji dotyczącej energii z wiatru lub możliwości zakupu energii po atrakcyjnych cenach. W tych działaniach musimy być konsekwentni, jeśli chcemy pozyskać dla projektu lokalne społeczeństwo, właścicieli gruntów, to sąsiedzi też powinni odnosić pewnego rodzaju korzyści z jego realizacji – powiedział poseł PSL.

Zwrócił uwagę także na współdzielenie możliwości przyłączenia do sieci energetyki wiatrowej z fotowoltaiką, tzw. cable pooling. – Znamy charakterystyki produkcji energii elektrycznej z wiatru i słońca dotyczące pór roku i w ciągu doby, a według badań w ok. 90 proc. się nie nakładają. Takie współdzielenie do tej pory nie było możliwe. Sytuacja ta musi zostać rozwiązana – stwierdził Andrzej Grzyb.

– Trzecim ważnym elementem są magazyny energii. Co lokalnie może być takim magazynem? Biogaz. Potencjał wytwarzania biogazu ze zrównoważonej, odpadowej biomasy z rolnictwa według badań prof. J. Dacha z Uniwersytetu Przyrodniczego w Poznaniu szacowany jest na 13–14 mld m sześc. rocznie. Przeliczając na biometan, to ok. 7–8 mld m sześc. Do tego dochodzi biomasa komunalna, do której należą bioodpady i osady ściekowe. Jej potencjał szacowany jest na kilka milionów ton, moje szacunki wskazywały nawet, że może on sięgnąć 10 mln ton rocznie. Są pierwsze instalacje, które zdają egzamin w praktyce. Biometan w polityce klimatycznej w emisjach zaliczany jest jako gaz zeroemisyjny – mówił poseł.

– Stabilizacja OZE jest niezwykle ważna. Dlatego może warto odświeżyć program „Biogazownia w każdej gminie”. To ma sens ze względu na lokalność zrównoważonej biomasy odpadowej. Przewożenie jej na duże odległości oznacza koszty. Szacowany w poprzednich latach koszt 1-megawatowej instalacji w gminie był na poziomie 20–25 mln zł. Na dofinansowanie takiego programu na poziomie 70 proc. potrzebne byłoby ok. 34–35 mld zł. Są na to pieniądze np. w ramach programu REPowerEU. Moim zdaniem takie działania nie mogą w Polsce ruszyć na szerszą skalę ze względu właśnie na brak wsparcia finansowego – wskazywał Andrzej Grzyb.

Poseł PSL także zwrócił uwagę na kwestie dotyczące przyłączenia do sieci, również w kontekście wydanych już zgód, których nie wykorzystują podmioty, które je uzyskały. Przywołał dane z raportu organizacji ClientEarth o tym, że odmowy przyłączenia w ostatnich latach dotyczyły łącznie ok. 30 tys. MW mocy. – Państwo powinno nad tym zapanować – podkreślił.

Andrzej Grzyb przywołał także temat ciepłownictwa. Wskazał na potencjał kogeneracji, gdzie powołując się na deklaracje sektora, podał, że przy wsparciu dla tego rodzaju wytwarzania może ono zapewnić 7–10 tys. MW elastycznej energii do systemu, co „świetnie współgrałoby z OZE, stabilizując sieć, gdyż ten sektor można łatwo włączyć i wyłączyć, czego nie da się zrobić w energetyce zawodowej”. Dodał, że to były wartości sprzed problemów z gazem, więc dziś mogą one być nieco inne.

Stopniowy powrót do cen rynkowych

Prowadzący debatę Marcin Piasecki z „Rzeczpospolitej” pytał, jak powinien wyglądać powrót do rynkowych cen energii w kontekście wspomnianego dalszego ich zamrożenia na kolejne co najmniej pół roku, w sytuacji, gdy sytuacja geopolityczna będzie się stabilizować i nie będzie nowych turbulencji na rynku surowców energetycznych.

Daniel Raczkiewicz, ekspert rynku energii, wiceprezes Energynat Solutions, Grupa Energynat, ocenił, że stopniowy powrót do cen rynkowych to „bardzo dobry pomysł”. – Ponieważ powinniśmy chronić konsumentów przed wysokimi cenami energii, ale musimy to robić w sposób mądry i precyzyjnie skierowany do określonych grup odbiorców energii – stwierdził.

– Szereg ustaw i ich nowelizacji spowodował olbrzymi bałagan prawny, co miało bardzo poważne skutki na rynku energii. Po pierwsze, różne instytucje państwowe odpowiedzialne za realizacje ustawy w różny sposób interpretowały skomplikowane zasady rozliczeń. Po drugie, w Polsce obok dużych spółek obrotu istnieje także wiele mniejszych, które mają swój udział w części rynku, co powoduje, że rynek jest w miarę konkurencyjny. Przepisy ustawy wprowadziły maksymalną marżę na poziomie od 1 do 3,5 proc. Dla spółek obrotu taki poziom marży oznacza wegetację, wiele z nich ograniczyło działania i rozwój. Po trzecie, chodzi o wiarygodność Polski w oczach inwestorów. Wprowadzenie z dnia na dzień przepisów dla wytwórców na rynku OZE, które w znaczący sposób ograniczają przychody do poziomu często niepokrywającego kosztów, też nie jest dla rynku dobre i nie buduje wiarygodności w oczach inwestorów, szczególnie tych małych rodzinnych polskich firm – uważa Daniel Raczkiewicz.

Dlatego jedno z pierwszych działań nowego rządu powinno dotyczyć „zrobienia porządku z ustawą dotyczącą zamrożenia cen energii”. – Ochrona grup wrażliwych, które oczywiście jej potrzebują, musi być bardzo precyzyjna. Zmiany w ustawie mogą spowodować, że w oczach inwestorów wróci zaufanie i będą oni znów skłonni do myślenia o inwestycjach w OZE – powiedział Daniel Raczkiewicz.

Grzegorz Onichimowski zauważył, że wspomniana ustawa dotycząca cen, która trafiła już do Sejmu, zakłada zamrożenie stawek tylko dla użytkowników korzystających z taryfy G (czyli w największej mierze gospodarstw domowych).

– Oznacza to, że w całości uwalnia rynek hurtowy, na nim nie ma już żadnych limitów – podkreślił. – Nie ma więc problemu dla inwestorów, którzy jeśli chodzi np. o branżę OZE, niezbyt tłumnie się ostatnio objawiali, bo było odgórne ograniczenie cen, które nie obowiązywało w innych krajach. Uruchamiamy jednocześnie z powrotem obligo giełdowe, po to, by np. prezes URE mógł się zorientować, na jakiej sensownej podstawie ustanowić taryfy. Bo dziś jego wiedza o tym, ile naprawdę kosztuje energia, jest dość ograniczona – tłumaczył ekspert.

Daniel Raczkiewicz w kontekście szybkich działań na rzecz wspomnianego już „cable poolingu” wskazał, że w ostatnich latach do sieci przyłączonych zostało bardzo dużo mocy źródeł fotowoltaicznych, co w jakimś stopniu zablokowało możliwości wykorzystania tych sieci, ponieważ te źródła mają ok. 12-proc. sprawność, jeśli chodzi o wykorzystanie czasu przyłącza.

– Wydaje mi się, że „cable pooling” możemy wdrożyć w dość prosty sposób – stwierdził Daniel Raczkiewicz. – Tam, gdzie powstały takie elektrownie – nie mówię o źródłach prosumenckich, ale o farmach o mocy od ok. 1 MW – należałoby pomyśleć o jakichś mechanizmach, np. dodatkowych preferencjach lub finansowaniu, umożliwiających „cable pooling”, tak aby przyłączone jednocześnie mogły być fotowoltaika i źródła wiatrowe lub inne OZE.

Podał przykład swoich wyliczeń na podstawie aktywności jednego z klientów mającego jedną 2-megawatową turbinę i elektrownię fotowoltaiczną o tej samej mocy. – Nałożyłem na siebie roczne profile godzinowe odprowadzenia energii do sieci. Na 8760 godzin w roku tylko w 98 godzinach było przekroczenie powyżej 2 MW łącznej mocy z tych dwóch technologii. To pokazuje możliwości uelastycznienia systemu. Dużo bardziej potrzebowalibyśmy energii z wiatru, która jest produkowana w okresach, kiedy system bardziej jej potrzebuje niż energii z fotowoltaiki – analizował Daniel Raczkiewicz.

Nawiązał także do kwestii wsparcia dla spółdzielni energetycznych. – Dla działania lokalnych społeczności, a więc samorządów czy przedsiębiorców, na rynku energii, jego obwarowanie szeregiem skomplikowanych przepisów to ogromna bariera organizacyjna – podkreślił Daniel Raczkiewicz.

Spojrzenie biznesu

Dr Tomasz Walczak, wiceprezes Euros Energy, mówiąc o metodach na zwiększenie udziału OZE tłumaczył to na przykładzie.

– Kiedy patrzymy na charakterystyki produkcji energii elektrycznej z wiatru i słońca, widać, że nadal są momenty, kiedy na przyłączu jest rezerwa i możemy więcej energii przesłać do sieci. Jednym z ograniczeń, które widzimy w naszych instalacjach, a także tych, które realizujemy u klientów, jest to, że jest przyłącze np. na 1 megawatopik dla farmy fotowoltaicznej, która w szczycie daje taką moc np. tylko przez krótki okres w roku. Więc gdybyśmy np. wskazali, że owszem, przyłącze jest na 1 megawatopik i więcej nie wolno wpuścić do sieci, ale stawiamy urządzenia o większej sumie mocy nominalnej. Dzięki temu wypłaszczamy profil mocy wychodzącej do sieci i możemy przekazać jej więcej. Jednocześnie umożliwiamy budowę instalacji, które będą mogły być wykorzystywane do autokonsumpcji. Czyli na przyłączu 1-megawatowym instalujemy np. farmę fotowoltaiczną 2 megawatopiki, ale ustawiamy strażnik mocy, który nie pozwala oddać do sieci więcej niż 1 MW. W efekcie na tym samym przyłączu mamy natychmiast dużo więcej energii z OZE w bardziej stabilnym rozkładzie czasowym – mówił Tomasz Walczak. – To jest prosta rzecz, która natychmiast uwalnia możliwości zwiększenia udziału OZE w sieciach, a już przedsiębiorcom zostawiłbym policzenie, czy im się to opłaca, czy też nie – dodał.

– Generalnie transformacja energetyczna wymaga elektryfikacji, co oznacza, że sieci energetyczne będą bardzo obciążone. Zatem musimy zrobić wszystko, by cały czas pracowały maksymalnie równo, żeby nie było tak jak teraz, że mamy dobowy profil górka-dołek, tylko żebyśmy mieli linię prostą – wyjaśnił wiceprezes Euros Energy.

– Jak to zrobić? O jednym z elementów już powiedziałem. Ale pamiętajmy, że – jak mówi wiele niezależnych analiz – energetykę możemy oprzeć na trzech filarach. Są to słońce, wiatr i biogaz. Oczywiście uzupełnione o magazyny energii elektrycznej i cieplnej. A jak już zostało powiedziane, instalacje biogazowe są doskonałym magazynem energii elektrycznej, najtańszym i najbardziej efektywnym. Ale także ciepłownictwo także potrzebuje elektryfikacji, co wymaga olbrzymich mocy elektrycznych. W tym obszarze także możemy dużo zrobić. Naszym celem powinno być maksymalne wykorzystanie zasobów, które już mamy. Chodzi więc o to, by wspierać instalacje, które produkują energię elektryczną na własne potrzeby. To w połączeniu z pompami ciepła i magazynami energii cieplnej pozwoli w prosty sposób zwiększyć udział OZE w ciepłownictwie bez drastycznego obciążania sieci elektrycznych. Powinien być automat, który pozwala podłączać instalacje wiatrowe, fotowoltaiczne czy biogazowe, jeżeli są używane do autokonsumpcji.

Uwolni to niesamowity potencjał, bo przedsiębiorcy tylko czekają, gdzie mogą zainwestować w OZE. Powstrzymują ich ograniczenia prawne. Gigantycznym ograniczeniem są też wspomniane odmowy przyłączenia do sieci. To pierwsza ważna sprawa – postulował Tomasz Walczak.

– Druga sprawa to specjalne taryfy dla pomp ciepła, czyli urządzeń grzewczych, które za chwile zastąpią wszystkie urządzenia grzewcze oparte o paliwa kopalne np. kotły na węgiel, gaz itp. Pompy ciepła to urządzenia, które przy niewielkim udziale energii elektrycznej potrafią wykorzystać lokalnie dostępną energie OZE do celów grzewczych lub chłodniczych. Pompy ciepła są docelowym rozwiązaniem dla transformacji energetycznej systemów grzewczych. Niemniej jednak masowe wprowadzenie systemów grzewczych, zwłaszcza opartych o powietrzne pompy ciepła znacząco zwiększy zapotrzebowanie na energię elektryczną. Może to opóźnić transformację energetyczną, bo modernizacja sieci zajmie więcej czasu niż montaż pomp ciepła. Trzeba zatem zachęcać odbiorców do wykorzystywania energii elektrycznej z sieci wtedy, gdy te sieci będą w stanie ją przesłać – mówił wiceprezes Euros Energy.

– Jesteśmy zaszczyceni tym, że wygraliśmy konkurs NCBR ze 100 proc. dofinansowaniem i wybudowaliśmy w Lidzbarku Warmińskim Ciepłownię Przyszłości. Jest to demonstrator, na którym pokazujemy, że ciepłownictwo można oprzeć w 100 proc. na energii odnawialnej, sieć elektryczną wykorzystując tylko w niewielkim stopniu. W tego typu instalacjach jednym z kluczowych elementów jest to, żeby pozwolić budować rozwiązania, które są wykorzystywane lokalnie w autokonsumpcji – wyjaśniał Tomasz Walczak.

Potencjał biometanu

Szerzej o potencjale biogazowni i biometanowni mówił Piotr Kuberka, prezes Shell Polska. Zauważył, że nie ma rozbieżności interesów między inwestycjami wielkoskalowymi a lokalnymi społecznościami. – Nasze doświadczenia pokazują, że łatwo to pogodzić. Że jednocześnie może być i wielkoskalowa inwestycja, i wsparcie lokalnych społeczności – podkreślił.

– Niedawno kupiliśmy Nature Energy, duńską firmę, która jest największym producentem biometanu w Europie. Miałem okazję odwiedzić wielomegawatową instalację i to zupełnie inny świat od instalacji sprzed lat, które mogły być negatywnie odbierane przez lokalne społeczności. Te nowoczesne instalacje są niemal bezobsługowe, pracuje przy nich kilka osób. Są mocno zintegrowane z lokalną społecznością: z terenu w promieniu ok. 20 km zbierany jest substrat, który pozwala na wytwarzanie nawet do 20 MW energii. Także z tych lokalności pochodzą pracownicy zakładu. W zamian za dostarczenie substratu gospodarstwa rolne mają dostęp do nawozów. W taki sposób biogazownia staje się częścią lokalnej społeczności. Szczególny był ostatni punkt wizyty, gdzie zobaczyłem rurę o przekroju może 30–40 cm, która wychodzi z budynku i wchodzi w ziemię. Było to przyłącze do duńskiego systemu gazowniczego – opowiadał prezes Shell Polska.

– Mamy więc z jednej strony bliską współpracę z lokalnymi społecznościami, z drugiej wymóg podłączenia biogazowni do sieci gazowniczej, więc jej operator musi współpracować z firmą, która buduje instalacje, by takie połączenie powstało. W pierwszych latach tworzenia rynku biogazownie czy biometanownie były wspierane systemowo – mówił Piotr Kuberka.

– Potrzebne jest ujęcie roli biometanu w Polityce energetycznej Polski do 2040 r. (PEP2040) i położenie na nie większego nacisku w strategii budowy OZE na przyszłość. Na razie w PEP2040 temat jest potraktowany bardzo ogólnie. Obecne regulacje dotyczą głównie mniejszych biogazowni, poniżej 1 MW. My byśmy chcieli zobaczyć więcej strategicznego podejścia do inwestycji wielkoskalowych w zakresie pozwoleń, cen referencyjnych, bezpośredniego wsparcia czy też ewentualnego przyłączania do sieci lub kiedy nie ma takiej możliwości, wsparcia przy wytworzeniu skroplonego bioLNG. Tych możliwości jest wiele, ale bez strategicznego podejścia trudno będzie pojedynczym przedsiębiorcom realizować takie inwestycje – postulował prezes Shell Polska.

Jego zdaniem korzyści „będzie bardzo dużo”. – Mamy duży potencjał, jesteśmy jednym z pięciu największych rynków w Europie, jeśli chodzi o potencjał produkcji biometanu. Ten potencjał mógłby zaspokoić jedną trzecią, a może nawet połowę naszego zapotrzebowania na gaz. Nie jest więc to kwestia tylko lokalnej produkcji, ale bezpieczeństwa energetycznego. Możemy nauczyć się dużo od innych krajów, szczególnie że np. Dania jest chętna do podzielenia się swoimi doświadczeniami – wskazywał Piotr Kuberka.

– Stąd mamy krótką drogę do transportu. Polscy przedsiębiorcy transportowi przewożą ok. jednej czwartej tonokilometrów ciężkiego transportu drogowego w Europie. Przewoźnicy, z którymi jako firma energetyczna rozmawiamy, mają coraz większą świadomość, że przemiany energetyczne muszą nastąpić, ale też odczuwają naciski ze strony partnerów biznesowych pod kątem ESG. Stąd są chętni, by inwestować w nowe formy napędu ciężarówek. Elektryczne samochody ciężarowe będą wymagały przyłączy o dużej mocy, na które nie można czekać dwóch lat, tak jak to się dzieje obecnie – ten proces musi być dużo szybszy. Tworzymy też sieć stacji LNG, traktując gaz jako paliwo przejściowe, docelowo zastępowane przez chociażby bioLNG – tłumaczył prezes Shell. Podkreślał także potrzebę stabilności regulacji prawnych.

W stronę konkurencyjności

Jacek Misiejuk, prezes Enel X Polska, zwrócił uwagę na niezwykle istotny aspekt, który należy brać pod uwagę w kontekście transformacji energetycznej – aspekt konkurencyjności polskiej gospodarki i przemysłu.

– Celem transformacji jest obniżenie emisji przy równoczesnym obniżaniu kosztów energii. W tej chwili OZE stają się nie tylko bardziej przyjazne dla klimatu od elektrowni cieplnych, ale i uniezależniają nas od importu paliw. Dostępne technologie stały się także tańsze i mamy szansę obniżyć ceny energii – wskazał Jacek Misiejuk.

– Niestety, sytuacja taka nie zaistnieje, jeżeli nie zapewnimy odpowiedniej elastyczności systemu, czyli takich mechanizmów, które pozwolą na to, żeby energię bilansować i odpowiednio wykorzystywać sieci w tych momentach braku generacji OZE. Nie da się tego zrobić bez większego nacisku na wsparcie różnorodnych form wykorzystania elastyczności odbiorców. W tym momencie często wymienia się „ceny dynamiczne”. Są one potencjalnie atrakcyjne dla odbiorców, ale też niosą ryzyko wzrostu cen. Odbiorcy chcą kontraktować na energię na dłuższe okresy po przewidywalnych cenach, a mogliby reagować też na bardzo wysokie lub niskie ceny. Kontraktowanie energii wyłącznie po cenach dynamicznych na rynku spot nie cieszy się dużą popularnością tam, gdzie je wprowadzono – mówił prezes Enel X Polska.

– Uczestniczymy w rynku mocy jako największy agregator usług redukcji zapotrzebowania (DSR). Obecnie DSR na rynku mocy to jest już ponad 1 tys. MW i co roku kilkuset nowych odbiorców dołącza do programu. To najbardziej efektywny sposób zapewnienia w systemie elektroenergetycznym stabilnych rezerw mocy na wypadek wystąpienia sytuacji krytycznych. To jednak tylko jedna z możliwości, w jakiej DSR można wykorzystać – wskazał Jacek Misiejuk.

– Na świecie rozwijają się mechanizmy DSR mające na celu nie tylko zapewnienie wystarczającej mocy, ale też elastyczności, by system mógł stabilnie pracować i szybko reagować. Elektrownie węglowe nie bardzo sobie radzą z szybką reakcją na gwałtowne zmiany zapotrzebowania; wysokie minima techniczne w starszych elektrowniach i długi czas rozruchu powodują konieczność ograniczania generacji ze źródeł OZE. Rośnie też awaryjność elektrowni. 8 października źródła OZE w Polsce mogły zapewnić 97 proc. energii w systemie. Tak się nie stało, gdyż stale w systemie potrzebujemy według PSE (operator systemu – red.) 5 do 7 GW mocy z dużych elektrowni konwencjonalnych. Część elastyczności warto zapewnić po stronie popytowej. Inaczej, tak jak we wspomnianej sytuacji, okaże się, że tracimy szansę obniżenia kosztów energii: 5 GW taniej energii musieliśmy eksportować, a 2 GW wyłączyć – mówił prezes Enel X Polska.

– Tak długo, jak z jednej strony nie będziemy wykorzystywać szansy pozyskiwania tańszej energii, a z drugiej bilansować generację z zapotrzebowaniem tylko w oparciu o źródła oparte na elektrowniach konwencjonalnych, tak długo będzie nas to więcej kosztować więcej. Tym bardziej że za wyłączenia OZE w rezultacie zapłacą odbiorcy. Zatem energia będzie droższa, źródła tej tańszej trzeba wyłączać, w tym nowe czy zmodernizowane źródła cieplne, aby utrzymać starsze elektrownie. To ogromny problem i wyzwanie. Szansą na zmianę jest reforma rynku energii elektrycznej, która jest wdrażana, ale wciąż w niewystarczającym stopniu wykorzystuje się wszystkie mechanizmy. Niezwykle ważne jest więc stworzenie takich możliwości dla odbiorców, by mogli aktywnie uczestniczyć w rynku, a w efekcie, abyśmy mieli tańszą energię, a gospodarka zachowała konkurencyjność – podsumował Jacek Misiejuk.

Propozycje najpilniejszych działań dla nowego rządu w obszarze energetyki

Na jakie obszary należy zwrócić uwagę, tak by bez konieczności wielkich nakładów

i możliwie szybko wzmocnić polski sektor energetyczny? Uczestnicy debaty przedstawili swoje wskazania. Oto one:

1. przedefiniowanie roli państwa jako regulatora, a nie gracza – prawo i procedury administracyjne powinny równo traktować podmioty prywatne i z udziałem Skarbu Państwa; zapewnienie równych zasad konkurowania powinno być też priorytetem dla instytucji nadzoru nad rynkiem,

2. stabilność regulacji prawnych,

3. wdrożenie w pełni dyrektyw unijnych, jak RED II i docelowo RED III,

4. zmiana ustawy odległościowej oraz przyspieszenie i uproszczenie wydawanie zgód na budowę instalacji wiatrowych na lądzie,

5. wparcie dla spółdzielni energetycznych,

6. umożliwienie cable poolingu, a w jego ramach możliwość budowy instalacji o większej łącznej mocy nominalnej niż moc przyłącza – z ogranicznikiem niepozwalającym przekroczyć tej ostatniej – tak aby maksymalizować ilość energii z OZE dostarczanej do sieci,

7. wsparcie elastycznych źródeł, takich jak biogazownie i magazyny energii,

8. mocniejsze postawienie na biometan, promowanie inwestycji i zniesienie restrykcji rozmiaru produkcji na dużą skalę; m.in. wsparcie nie tylko dla małych biogazowni, ale i dla dużych zakładów produkujących czysty biometan, różne zastosowania biogazu powinny być objęte programami wsparcia bez ograniczeń w produkcji, programy zachęcające do produkcji biometanu i zwiększania cyrkularności w gospodarce, np. zakaz składowania odpadów organicznych na wysypiskach,

9. wsparcie dla kogeneracji,

10. zmiana i doprecyzowanie zapisów w ustawie o zamrożeniu cen energii, aby przywrócić wiarygodność rynku w oczach inwestorów z obszaru odnawialnych źródeł energii,

11. stopniowy powrót do rynkowych cen energii (jak podkreślili uczestnicy debaty, projekt ustawy złożony przez sejmową większość zakłada już uwolnienie cen na rynku hurtowym),

12. budowa ładowarek dużej mocy do elektrycznych samochodów ciężarowych,

13. uregulowanie kwestii HVO (hydrogenated vegetable oil, uwodorniony olej roślinny), umożliwiające tankowanie tego paliwa na stacjach paliw.