Dzisiejszym gościem wywiadu przeprowadzonego w ramach cyklu „Z energetyką na Ty” jest Szymon Witoszek – dyrektor ds. rozwoju w firmie ONDE S.A. Z branżą OZE związany od 10 lat, koordynator procesów BiR w zakresie techniki półprzewodnikowej i energoelektroniki. Wcześniej dyrektor techniczny wydziału Digital Power w Huawei Technologies CEE&Nordic, specjalista z zakresu fotowoltaicznych urządzeń przekształtnikowych. Z wykształcenia optoelektronik – technolog, absolwent Politechniki Wrocławskiej.
Skąd pomysł, aby zająć się odnawialnymi źródłami energii?
Zacząłem zajmować się odnawialnymi źródłami od strony procesu technologicznego i to potem od takiego bardzo wąskiego wycinka rozszerzało się aż dotarło do całego sektora energetycznego.
To od dawna zajmujesz się odnawialnymi źródłami?
Mniej więcej od 12 lat. Na Politechnice Wrocławskiej, gdzie studiowałem, funkcjonował Zakład Mikroinżynierii i Fotowoltaiki, wtedy w ramach Katedry Mikrosystemów. Ten zakład był stosunkowo niewielki, dość pionierski w skali kraju. Tam właśnie, w ramach pracy dyplomowej, realizowałem część badawczą. Dotyczyła ona stricte urządzeń -modułów, a w zasadzie ogniw fotowoltaicznych, czyli tych najbardziej elementarnych urządzeń, na które składa się generator fotowoltaiczny. Nie zastanawiałem się wtedy konkretnie nad zastosowaniami w energetyce, interesował mnie przede wszystkim proces technologiczny oraz właściwości fizyko-chemiczne materiałów. Dopiero komercjalizacja fotowoltaiki sprawiła, że musiałem zainteresować się tematem w szerszym ujęciu. W szczególności przetwarzaniem energoelektronicznym i integracją z systemem elektroenergetycznym. Energetyka jest najszerszym kręgiem, do którego dotarłem i teraz w nim działam.
Gdybyś został ministrem klimatu środowiska, co byś zmienił?
Jako minister klimatu środowiska zadbałbym o to, żeby prawo, które tworzymy w Polsce, było spójne z europejskimi wytycznymi i traktowało równo uczestników rynku energii. W tym momencie często jest wewnętrznie sprzeczne i prowadzi do różnego rodzaju nieporozumień wynikających z hierarchii aktów prawnych oraz swobodzie w interpretacji przepisów. Jestem za normalizacją i harmonizacją. Nie wprowadzałbym rewolucyjnych zmian, ale skupił na stabilności i jednoznaczności prawa oraz postępującej deregulacji i urynkowieniu sektora energetyki. Trzeba racjonalnie podchodzić do wsparcia i racjonalnie dzielić koszty systemowe, ponieważ środowisko jest wspólne.
Komisja Europejska robi to rozsądnie, więc ja opowiadam się za strategią harmonizacji, ale w sposób podnoszący konkurencyjności naszej gospodarki. Niestety charakter przepisów krajowych często ogranicza wolną konkurencję i tworzy asymetryczne przywileje, szczególnie w strategicznych obszarach gospodarki.
Czy zmieniłbyś coś w polityce energetycznej?
Przede wszystkim założenia strategiczne, które dyktują podejście instytucji państwowych do realizacji prywatnych inwestycji. PEP 2040 jest już przeterminowanym projektem. Uwzględniłbym założenia planu „Fit for 55”, które są aktualizacją do strategii politycznej „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków”. Należałoby zastanowić się nad odblokowaniem ogromnego potencjału prywatnych inwestycji w odnawialne źródła energii , ale nie w oderwaniu od możliwości technicznych sieci. Niestety ta koncepcja kłóci się z planem wielkich centralnych inwestycji realizowanych przez grupy energetyczne na polityczne zlecenie.
Jak oceniasz pakiet Fit for 55?
Neutralnie pozytywnie. Uważam, że z punktu widzenia naszej bieżącej sytuacji i opóźnionych inwestycji infrastrukturalnych, będzie on w krótkim terminie niekorzystny gospodarczo. Jest to ambitna strategia transformacji gospodarczo-społecznej, której realizacja wpłynie w pierwszej kolejności na ceny dóbr i usług, dopiero w następstwie tych zmian powstaną bodźce ekonomiczne dla nowych inwestycji. Unia Europejska przewidywała konieczność wprowadzania zmian wieloetapowo i stopniowego przystosowywania gospodarki do nowej sytuacji. Niestety Polska zaczęła planować modernizacją sektora energetycznego stosunkowo późno, przyjdzie nam zatem zapłacić wyższą cenę wynikającą z gwałtownego wdrożenia zmian w otoczeniu ograniczonej konkurencyjności rozwiązań.
Pakiet Fit for 55 to spora rewolucja między innymi dla sektora energetycznego. Czy odbije się na odbiorcy końcowym? Możemy się spodziewać wyższych cen produktów i usług w związku z jego implementacją?
Odbije się na cenie energii elektrycznej, która wpływa na ceny innych produktów i usług, podobnie jak ceny paliw. Koszty w gospodarce są przerzucalne, więc finalnie za wszystko płaci konsument, jeśli jednak w pierwszej kolejności koszty będzie ponosił przemysł, wpłynie to na konkurencyjność polskiego eksportu. Konsumenci również „płacą” rachunek za wysokie stężenie pyłów i toksycznych gazów w atmosferze, rachunkiem tym jest ich zdrowie – nasze zdrowie. Pytanie, jaki będzie bilans zysków i strat? Myślę, że pakiet Fit for 55 odbije się na kosztach życia i to trzeba wziąć pod uwagę. Deregulacja sektora energetycznego, wsparcie dla mechanizmów konkurencyjności oraz zwiększenie elastyczności energetycznej pozwoli w dłuższej perspektywie zredukować średni koszt zakupu energii. Takie podejście do transformacji energetycznej promowane jest przez większość krajów UE i jasno określone w europejskim prawodawstwie.
Czy widzisz szansę dogonienia krajów zachodnich pod względem transformacji energetycznej?
Biorąc pod uwagę aktualne deklaracje – zdecydowanie nie. W obecnej sytuacji, przy założeniach określonych w polityce energetycznej Polski, będziemy zostawać w tyle. Jeżeli chodzi o cel ograniczonej emisyjności sektorowej oraz zwiększania udziału odnawialnych źródeł w miksie energetycznym, musimy poradzić sobie z kilkoma przeciwnościami: z istniejącym majątkiem energetycznym, który wychodzi z eksploatacji, organizacją i reglamentacją sektora energetycznego oraz z faktem, że nasz kraj jest obecnie „na dorobku”, więc koszt związany z modernizacją i transformacją energetyczną przy ograniczonym udziale prywatnych inwestycji może być w zasadzie pokryty tylko długiem, który trzeba obsługiwać.
Jednocześnie mówi się, że Polska jest jednym z największych beneficjentów funduszy na transformację – 560 mld zł.
Fundusze z pewnością pomogą, ale tylko przy istotnym zaangażowaniu sektora prywatnego, w szczególności przedsiębiorstw, w których nie ma udziału Skarbu Państwa. Należy pamiętać, że fundusze oferują pewien poziom dofinansowania przy określonym udziale środków własnych – ważne aby środki nie pochodziły od anonimowego podatnika, lecz zaangażowanego inwestora. Wsparcie powinno przełożyć się na skrócenie okresu ponoszenia zwiększonych kosztów transformacji energetycznej przez konsumenta, dofinansowane projekty powinny zatem mieć istotny potencjał inwestycyjny przed pozyskaniem środków. Dostęp do środków musi być zatem szeroki, a decyzja o ich przyznaniu możliwie obiektywna. Trzeba jednak liczyć się z istotnym ryzykiem wykorzystania środków w sposób niegospodarny. Sektor energetyczny jest silnie regulowany, a działalność w obszarze wytwarzania, dystrybucji i obrotu reglamentowana. Takie otoczenie może sprzyjać tworzeniu ograniczeń formalnych w dostępie do funduszy i utrwalaniem dominującej pozycji dużych grup energetycznych. Polska, nawet przy nieograniczonych funduszach, może przeprowadzić transformację energetyczną w sposób zwiększający koszty systemowe. Wina za wysokie ceny spadnie na Unię Europejską, kilka wybranych firm zarobi, kilka zbankrutuje, a rachunek zapłaci jak zwykle konsument.
W jaki sposób Polska powinna skutecznie odchodzić od węgla?
Od węgla powinniśmy odchodzić rynkowo, tzn. pozwolić, żeby ceny energii spowodowały, że węgiel byłby mniej atrakcyjnym paliwem. Mechanizm handlu emisjami stanowi w tym przypadku jedynie dodatkową presję ekonomiczną, ale taki charakter mają wszystkie opłaty środowiskowe. Problemem Polski jest odziedziczony po PRL sektor energetyczny, który nadal jest silnie uregulowany i zcentralizowany. Może to zabrzmieć absurdalnie, ale proponowane przez Komisję Europejską pakiety dyrektyw i rozporządzeń mają dla polskiego sektora energetycznego charakter agresywnej deregulacji i urynkowienia. Elektrownie węglowe powinny zostać stopniowo zastępowane przez nowy miks wytwórczy z elektrownią atomową pracującą w podstawie oraz elektrowniami stabilizującymi OZE – typu szczytowego (peaker) lub śledzącego zapotrzebowanie (load following). Funkcjonowanie tych drugich uzależnione jest od odpowiednio dużej zmienności cen na rynku dnia bieżącego oraz na rynku bilansującym, będącej wynikiem rosnącego udziału źródeł odnawialnych o ograniczonej przewidywalności – przede wszystkim słonecznych i wiatrowych.
Czy w transformacji będziemy musieli użyć paliwa gazowego jako niezbędnego do wypełnienia luki węglowej i czy gaz będzie pełnił tylko funkcję paliwa przejściowego?
Niekoniecznie będzie to paliwo tylko przejściowe. Wykorzystanie gazu może być konieczne na dłuższą metę, szczególnie w tzw. wariancie zielonym, to jest uzyskanym w procesie Power-to-Gas z energii odnawialnej. Wydaje się, że paliwa gazowego nie będzie się dało rozsądnie niczym zastąpić. Rozsądnie tzn. biorąc pod uwagę komparatywny koszt produkcji energii z paliwa gazowego. Elektrownie gazowe również sprawdzają się dobrze jako źródła stabilizujące pracę nieprzewidywalnych OZE ze względu na swoją elastyczność – krótki czas rozruchu i narostu mocy. Gaz ziemny jest także paliwem o dwukrotnie niższym współczynniku emisyjności CO2 niż węgiel. . Wydaje się, że nie znajdziemy żadnych alternatyw dla gazu w ciągu najbliższych kilku lat. Pytanie skąd będziemy mogli go kupić, żeby się politycznie i geopolitycznie nie uzależniać od dostawców oczywistych. Docelowo oczywiście możemy produkować własne paliwa gazowe korzystając z nadwyżek taniej energii odnawialnej wiatrowej i słonecznej.
Jakie widzisz szanse dla polskiego atomu w deklarowanym terminie – czyli do 2033 roku?
Jest oczywiście jakaś szansa, ale zakładam, że nie większa niż 15-20%, że powstanie coś co byłoby rentowne. Mogłyby pewnie powstać małe reaktory typu SMR, ale tylko w modelu biznesowym spiętym na tzw. „dotację”, ze względu na wyższy koszt mocy jednostkowej niż w przypadku pełnoekranowego reaktora. Dodatkową barierą jest również sposób włączenia takich rektorów do krajowego systemu w sposób, który gwarantowałby ciągłość ich pracy powyżej 4000 godzin rocznie bez dyskryminacji OZE. Duża elektrownia jądrowa ulokowana w strategicznym miejscu sieci elektroenergetycznej wydaje się rozsądniejszym rozwiązaniem. Taka elektrownia powinna powstać jako element dywersyfikujący pracę KSE. Jednak tak duża inwestycja w tak krótkim czasie to jest nie lada wyzwanie. Dodatkowo jeszcze nie ustaliliśmy kto ją będzie budował, kto dostarczał technologię, ani nawet gdzie dokładnie powstanie. Jeśli ambitne założenia zawiodą będzie trzeba prawdopodobnie wprowadzić plan B dla zapewnienia krajowego bezpieczeństwa energetycznego. Mam tylko nadzieję, że będzie on wprowadzany przy istotnym udziale sektora prywatnego, mechanizmów rynkowych i zdrowej konkurencji.
Czy wspomniany plan mógłby opierać się na OZE?
Myślę, że nie ma sensu go dzisiaj precyzyjnie definiować. Będzie nam zależało na dyspozycyjności mocy i na istotnym udziale energetyki odnawialnej. Cele te można osiągnąć na dwa sposoby – tworząc precyzyjny plan państwowych inwestycji lub też stwarzając warunki do inwestycji w rozwiązania, które w sposób najlepszy i najtańszy pozwolą osiągnąć te cele. Nie potrafię przewidzieć jakie rozwiązania okażą się najbardziej konkurencyjne, być może instalacje hybrydowe, inna organizacja rynku energii, sprzedaż peer-to-peer. Być może pojawią się nowe, przełomowe rozwiązania, których nasza strategia nie przewidziała. OZE jest niedyspozycyjne, ale prosta dopłata za zwiększenie dyspozycyjności poprzez wymuszenie pracy OZE poniżej osiągalnego maksimum może ograniczyć efekty nieprzewidywalności. Być może zamiast bezpowrotnie tracić nadwyżki wynikające z tego ograniczenia, lepiej będzie je magazynować lub wytwarzać zielony wodór. Może trzeba wprowadzić mechanizmy rynkowe, które zmienią przyzwyczajenia odbiorców energii elektrycznej. Trudno określić, co byłoby najlepsze, ale konkurencja wielu rozwiązań daje największą szansę na sukces.
Jak miałyby Twoim zdaniem wyglądać te zmiany?
Jednym z takich mechanizmów są taryfy dynamiczne. To jest ciekawa koncepcja, w której konsument staje się aktywnym uczestnikiem rynku i rozlicza za energię w czasie rzeczywistym. W praktyce okres rozliczenia to 1-godzina, ale docelowo będzie on coraz krótszy, zatem ekspozycja na rzeczywistą zmienność będzie rosła. Dobrze skonstruowany system agregowania odbiorców w połączeniu z odpowiednio zautomatyzowanym mechanizmem zmiany sprzedawcy oraz aktywacji obciążenia np. grzania wody, ładowania samochodu elektrycznego, pozwali osiągnąć umotywowaną cenowo elastyczność popytu.
Poniekąd obecnie istnieją taryfy np. G12, w których od godziny 13 do 15 oraz w weekendy cena energii jest niższa.
Taryfy zatwierdzane nie odzwierciedlają zmienności ceny na rynku hurtowym. Stanowią jedynie uśrednienie rzeczywistych kosztów, które w najlepszym razie dostrzegają okresową zmienność popytu na energię, np. w nocy lub w weekendy. Takie podejście ma sens o ile strona podażowa jest stabilna i przewidywalna – taka jest energetyka węglowa. Transformacja energetyczna będzie skutkowała wzrostem nieprzewidywalności krótkookresowej podaży energii ze względu na przyrost tzw. niestabilnych OZE – wiatrowych i fotowoltaicznych. Taryfa dynamiczna byłaby w tej sytuacji mechanizmem kompensującym zmienność podaży poprzez zachętę finansową do dostosowania popytu.
Czy w magazynach energii widzisz możliwość wykorzystania całego systemu? Jak oceniasz ich rozwój w najbliższym czasie?
Zdecydowanie tak – jesteśmy skazani na magazynowanie energii, jednak nie wskazywałbym tutaj konkretnej technologii, która zdominuje rynek w kolejnych latach. Wystrzegałbym się jednak dużych centralnych inwestycji podyktowanych bezpieczeństwem energetycznym. Takie projekty będą nam również potrzebne, ale należy możliwie szybko stworzyć dogodne warunki do inwestycji prywatnych. Wspomniana taryfa dynamiczna może być doskonałym przykładem rynkowego modelu, w którym niewielki magazyn energii mógłby się spłacać korzystając ze zmienności cen na rynku hurtowym. Rozproszona zdolność do magazynowania energii elektrycznej, zarówno bezpośrednia, jak i w postaci ciepła lub chłodu, energii mechanicznej lub wodoru, może zastąpić w swojej masie wielkie inwestycje. . Jest mnóstwo możliwości magazynowania, sektor stale się rozwija, jest duża presja na innowacje Odnośnie tzw. infrastruktury krytycznej, myślę, że duże magazyny energii muszą być implementowane w ramach KSE, tak żeby przy minimalnej ich ilości osiągnąć założone cele. Absurdem jest planowanie zdolności magazynowania na zasadzie zastąpienia rezerwy zimnej, a do tego może niestety dojść z banalnego powodu jakim jest wyłączenie w ramach funduszy europejskich wsparcia dla źródeł gazowych. Magazyny energii powinni równoważyć zmienność OZE i optymalizować lokalne przepływy energii, co finalnie powinno przełożyć się na obniżenie kosztów dystrybucji. Aby do tego doszło konieczne jest podejście do systemu energetyczne jako do grupy zależnych od siebie obszarów o określonej zdolności do zaspokajania własnych potrzeb energetycznych. Obszary te, odpowiednio zachęcone, mogłyby się częściowo samo-bilansować, a tym samym zwiększyć swoją neutralność względem systemu przesyłowego. Takie możliwości dają chociażby klastry energii i inne społeczności energetyczne, a także inicjatywy prywatnych agregatorów. Operatorzy Systemów Elektroenergetycznych powinni również przyjąć nową perspektywę na sposób zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego z uwzględnieniem energetyki rozproszonej. Wymaga to odpowiedniego opomiarowania punktów agregacji oraz zdefiniowania kryteriów dyspozycyjności mocy dla każdego z nich.
Którą metodę magazynowania energii uważasz za jednocześnie najtańszą i najskuteczniejszą?
To zależy od kryterium technicznej implementacji. W pierwszej kolejności przyjmowałbym aspekt stabilizacyjny i fakt, że z systemu będą „wypadały” wychodzące z eksploatacji jednostki synchroniczne (przyp. węglowe). Jednostki te odpowiadają za bezwładność sieci, im jest ich więcej tym trudniej wpłynąć na częstotliwość i amplitudę napięcia. Jeśli istotna część jednostek synchronicznych zostanie zastąpiona przez OZE – przyłączone niesynchronicznie lub poprzez układy energoelektroniczne, sieć stanie się bardziej podatna na wahania mocy. Może zatem dochodzić do poważnych zaburzeń częstotliwości w wyniku chwilowych nadwyżek lub niedoborów mocy w systemie. Mechaniczne magazyny energii (koła zamachowe) są w stanie istotnie zwiększyć bezwładność systemu poprzez realizację funkcji szybkiej regulacji częstotliwości oraz regulacji pierwotnej częstotliwości. Jeśli chcemy zwiększyć udział OZE w miksie, tego rodzaju inwestycje powinny być planowane już dziś, a usługi regulacyjne jednoznacznie wycenione. W dalszej kolejności mogą to być magazyny przepływowe o dużej pojemności i małych mocach, żeby uzupełnić zdolność samo-bilansowania średniookresowego (godziny…dni) poszczególnych węzłów agregacji, a dalej technologie litowe, lub inne elektrochemiczne, ale przede wszystkim dla firm i gospodarstw domowych. Magazyny elektrochemiczne mogą również stabilizować pracę OZE i przy rosnącej zmienności cen na rynku, poprawiać rentowność inwestycji.
Energetyka rozproszona, czy scentralizowana – w którą stronę należy podążać?
Bliżej mi do energetyki rozproszonej, jest bardzo fajna koncepcja, która realizuje postulaty deregulacji i demokratyzacji sektora energetycznego. Oczywiście nie można wprowadzić tych rozwiązań z dnia na dzień, energia jest w końcu towarem pierwszej potrzeby, nie można zatem mówić o strategii rewolucyjnej. Najpierw dereguluje się obszar wytwarzania, później obrotu, a na końcu dystrybucji – proces ten powinien odbywać się stopniowo, ponieważ na uczestnikach rynku spoczywa istotna odpowiedzialność, której nie można rozproszyć w sposób bezpieczny. Odbiorca aktywny, społeczności energetyczne, klastry energii, prosumenci indywidualni, zbiorowi i wirtualni – to wszystko przykłady postępującego rozproszenia sektora energetycznego.
Jak oceniasz to, co się dzieje aktualnie na rynku prosumentów klasycznych oraz zmiany związane z prosumentem zbiorowym i wirtualnym?
To trudne pytanie. Byłem zwolennikiem systemu opustów od samego początku, jako zdecydowanie bardziej rynkowego modelu od taryf gwarantowanych. Wtedy byłem w mniejszości, a branża była niezadowolona. Dziś wszystko się zmieniło, a dawni krytycy prosumentyzmu, chcą go bronić do ostatniej kropli krwi. Skala ruchu prosumenckiego zaskoczyła wszystkich i pozwoliła osiągnąć w krótkim czasie gwałtowny przyrost OZE. Wyszły jednak wszystkie zaniedbania systemowe, mikroinstalacje nie były brane pod uwagę w projekcjach nowych mocy wytwórczych i nie są brane pod uwagę w analizach wpływu na sieć. Dochodzi zatem do problemów związanych z jednoczesnością i sezonowością generacji. Infrastruktura sieciowa nie była projektowana przy założeniu jednoczesnej pracy wielu instalacji z mocą maksymalną zbliżoną do mocy przyłączeniowej gospodarstwa domowego. Model biznesowy branży instalacyjnej również nie opierał się na przesłankach technicznych, ale na kalkulatorach bazujących na rocznym rozliczeniu energii. Ile razy słyszeliśmy: „nadwyżki energii wprowadzone do sieci w lecie będzie można wykorzystać w zimie”. Niemcy wprowadzili limit maksymalnej mocy wprowadzanej do sieci z instalacji przydomowych, dając jasny sygnał: „jeśli nie wykorzystasz lokalnie nadwyżek to zwyczajnie je stracisz”. Brak takiego mechanizmu w Polsce poskutkował lokalnym wykorzystaniem energii na poziomie 15-20% w gospodarstwach domowych. Prosument wirtualny i zbiorowy zostali powołani ze względu na wymóg powszechnego dostępu. Nie każdy w końcu jest właścicielem domu jednorodzinnego lub działki. Jednak aby polski prosument stał się prawdziwym prosumentem muszą powstać zachęty do podniesienia wydajności energetycznej, zmiany przyzwyczajeń, zwiększenia auto-konsumpcji i aktywnego udziału we wsparciu sieci. Dziś niestety prosument może być egoistą, a skoro może, to najczęściej nim jest. Regulacje powinny zmierzać w kierunku aktywizacji prosumentów jako uczestników rynku. Proces powinien być stopniowy, a koszt dostępu do rynku (np. poprzez agregatora) obniżany wyniku dużej konkurencji takich podmiotów. Na horyzoncie majaczy również sprzedaż peer-to-peer, ale na nią przyjdzie nam jeszcze poczekać.
Czy mógłbyś opisać mechanizm przeciążonych sieci? Co się dzieje z energią, która wpływa do sieci, gdy jest jej nadmiar? Jakie są efekty wahań częstotliwości?
System elektroenergetyczny jest w stanie równowagi kiedy chwilowo wytwarzana energia pokrywa chwilowe zapotrzebowanie. Wszelkie odchylenia od tego stanu wymagają dynamicznej korekty wytwarzanej mocy. Generatory synchroniczne dokonują tej korekty poprzez dążenie do zachowanie stałej prędkości obrotowej wirnika skojarzonej ze stała częstotliwością sieci. Wzrost zapotrzebowania na moc w sieci można wyobrazić sobie jako moment siły hamującej wirnik, dzięki tej zmianie generator musi zwiększyć moment siły napędzającej wirnik – czyli de facto wygenerować większą moc. Jeśli nowy punkt równowagi nie może zostać osiągnięty, np. ze względu na ograniczenia techniczne samej prądnicy, prędkość wirowania – tym samym częstotliwość będzie spadać. Analogicznie wygląda sytuacja w przypadku redukcji zapotrzebowania, np. poniżej mocy minimalnej generatora, układ nie może osiągnąć równowagi, a zwiększone obroty wirnika się utrzymają – częstotliwość wzrośnie. Wirniki maszyn synchronicznych posiadają pewien moment bezwładności związany z ich masą i prędkością kątową, taka wirująca masa opiera się gwałtownym zmianom podczas przyspieszania i hamowania. Ten efekt, wynikający z konstrukcji maszyn synchronicznych, nazywamy właśnie inercją systemu, którą można rozumieć właśnie jako opór stawiany zmianom częstotliwości. Odnawialne źródła energii w przeważającej większości przyłączone są do sieci przez układy energoelektroniczne i z punktu widzenia sieci mogą być traktowane trochę jak „odbiorniki oddające moc” do systemu. Nie mają zatem udziału w zwiększaniu inercji, wpływają jednak na zwiększenie zmienności obciążenia generatorów synchronicznych. Dlatego też w nowych instalacjach OZE wymaga się coraz szybciej działających algorytmów reagujących na zmiany częstotliwości. Wzrost częstotliwości napięcia w sieci sygnalizujący stan jej przeciążenia powinien skutkować automatyczną redukcją mocy wszystkich źródeł. Dotyczy to również przydomowych instalacji prosumenckich. Każdy właściciel instalacji fotowoltaicznej jest w pewnym sensie dostawcą regulacyjnych usług systemowych.
Jaki jest, Twoim zdaniem, aktualnie największy problem polskiej energetyki odnawialnej?
Fakt, że jej potencjał do świadczenia usług regulacyjnych nie jest dostrzegany. Chodzi przede wszystkim o tzw. zdolność do ograniczenia mocy oraz zdolność do generacji mocy biernej. Biorąc pod uwagę niski koszt wytworzenia energii w źródłach wiatrowych i fotowoltaicznych, usługi stabilizacji częstotliwości i napięcia mogą być taniej wycenione niż w przypadku źródeł konwencjonalnych. Barierą jest niestety tzw. krótkookresowa dyspozycyjność mocy wynikająca z ograniczonej przewidywalności dostępnej energii pierwotnej (wiatru i słońca). Ważne jednak aby zrozumieć różnicę pomiędzy ograniczoną przewidywalnością, a brakiem przewidywalności, prognozowanie mocy z godzinnym wyprzedzeniem może pokrywać się z rzeczywistością nawet w 80% przypadków.
Które wydarzenia w Twojej karierze energetycznej uważasz za kluczowe?
Decyzja o zajęciu się fotowoltaiką już w 2009 roku. Moc takich instalacji wynosi w Polsce wtedy może kilkaset kilowatów i były to głownie instalacje pokazowe oraz laboratoryjne. Jedna z nich zresztą funkcjonowała przy zakładzie Mikroinżynierii i Fotowoltaiki Politechniki Wrocławskiej, gdzie zaczynała się moja przygoda. Rynku jeszcze nie było, za to były wielkie plany związane z pierwszą dyrektywą dot. promowania odnawialnych źródeł. Zaczynałem od materiałoznawstwa i pracy laboratoryjnej, ale zależało mi na nauczeniu się tego biznesu od przysłowiowej dziury w ziemi, czyli podstawowych prac elektrycznych i montażowych, a szansa na to była tylko za granicą. W Polsce biznes fotowoltaiczny ruszył na poważnie dopiero w roku 2016, ja jednak pozostałem wierny energetyce słonecznej.
Co było według Ciebie najbardziej kluczowym wydarzeniem dla sektora energetycznego?
Kierunek transformacji sektora energetycznego w Polsce zdefiniowała decyzja o przystąpieniu do Unii Europejskiej. Wymagania przedakcesyjne spowodowały ujednolicenie procedur i standardów, po akcesji przyjmowaliśmy kolejne pakiety energetyczne oraz klimatyczne. W ich wyniku zostały podjęte decyzje o wdrożeniu jednolitego rynku energii. Instytucje i narzędzie wdrażania tego rynku zostały powołane w ramach Trzeciego pakietu energetycznego w roku 2011. Od tego momentu nasz sektor energetyczny stał się nie tylko formalnie, ale również praktycznie częścią sektora europejskiego. Mamy w nim swój głos, niestety jest on zwykle cichy. Głośne dyskusje mają miejsce w kraju.
Ostatnie pytanie, jakie masz życzenie dla polskiej energetyki?
Żeby się mądrze zderegulowała.
Dziękujemy za rozmowę.
Kongres Energetyki Przyszłości 2024
W dniach 16-17 kwietnia 2024 r. odbędzie się KEP24. To już trzecia edycja tego wydarzenia organizowanego przez ZEOP. Oto pierwsze informacje.
