Po drugiej stronie ustawy odległościowej

© TTstudio

Energetyka wiatrowa na lądzie osiągnęła 8,28 GW mocy zainstalowanej w 2022 r., notując 12% przyrost r/r. Warto jednak przypomnieć, że wzrost wynikał z finalizacji projektów rozpoczętych jeszcze przed wprowadzeniem zasady 10H. Źródła wiatrowe pozwoliły zwiększyć ilość zielonej energii w polskim miksie elektroenergetycznym: wyprodukowały 10% krajowej energii elektrycznej w 2022 r., podczas gdy w 2021 r. było to 8%. Jeśli chodzi o ilość energii - produkcja z wiatru wzrosła z 14,2 GWh w 2021 r. do 18,3 GWh w 2022 r.⁽¹⁾ W zakresie mocy osiągalnej farm wiatrowych, Polskie Sieci Elektroenergetyczne oceniają ją na ok. 9,5 MW (kwiecień br.). Czy wzrosty się utrzymają?

Ustawa odległościowa

Kluczowa dla branży była nowelizacja ustawy odległościowej podpisana w marcu 2023 r. przez Prezydenta. Przez lata podtrzymywany konsensus 500 m został, jak wiadomo, zmieniony na ostatniej prostej na minimum 700 m odległości od zabudowań. Deweloperzy czekali w blokach startowych na zmianę w zapowiadanym wcześniej kształcie. Czy wszystkie projekty obliczone na 500 m są stracone? Jak mówi Piotr Czopek, dyrektor w Polskim Stowarzyszeniu Energetyki Wiatrowej, deweloperzy kalkulują, czy opłacalne będzie zrealizowanie inwestycji, jeżeli w związku ze zmianą odległości będą musieli zrezygnować z części turbin (w wielu przypadkach z ich większości). Większość projektów musi ruszyć od zera, a to oznacza zmarnowany czas, który oddala nas od czystej i taniej energii.

- Projekty, które właśnie ruszają, przy obecnym otoczeniu prawnym, także powiązanym z planowaniem przestrzennym, zostaną oddane do użytku w latach 2028-2030 r. Jesteśmy w stanie zbudować dodatkowe 4 GW do 2030 r., tak jak proponuje się w aktualizacji Polityki Energetycznej Polski do 2040 r., aczkolwiek, przy obecnych przepisach, moce te nie będą przybywać regularnie, co roku po kilkaset megawatów, większość z nich powstanie pod koniec tego okresu – prognozuje Piotr Czopek.

Z innej strony patrząc, producenci magazynowali turbiny starej generacji (o niskich mocach jednostkowych) tylko pod polskie projekty. Czy konieczność rewizji projektów to szansa na skok technologiczny? – Owszem, to będzie szansa, choć wszystko zależy od danej lokalizacji, otoczenia, specyfiki projektu. Z pewnością jednak turbin 3MW będzie mniej niż planowano – zgadza się ekspert. Podkreśla jednak, że przy odległości 500 m również powstałyby projekty na dużych mocach, tylko po prostu szybciej.

Ceny na rynku energii

Rykoszetem w branżę wiatrową uderzyły rozwiązania związane z reakcją na kryzys energetyczny.

– Nie ukrywajmy, sporo złego zrobiły tzw. capy cenowe na bardzo niskim poziomie, sytuacja inwestycyjna jest niestabilna. Niemniej jednak, wciąż jest duża liczba podmiotów, które chcą i będą inwestować - dostali zielone światło i działają już w terenie. Szkoda tylko, że nie będziemy mieli nowych mocy już za 2-3 lata (jak byłoby to przy 500 m) tylko będziemy musieli na nie poczekać 7-9 lat – komentuje Czopek. Luki inwestycyjnej wywołanej obowiązującą od 2016 r. zasadą 10H nie uda się zatem szybko nadrobić.

Równocześnie, wiatr w aukcjach OZE w 2022 r. oferował ceny w zakresie 150-279 zł/MWh potwierdzając, że wytwarza najtańszą energię na rynku. Do aukcji zgłosiło się jednak znacznie mniej projektów niż w poprzednich latach (zarówno wiatrowych, jak i słonecznych). Moc zainstalowana elektryczna farm wiatrowych na lądzie, które wygrały aukcję w 2022 r., wyniosła 245,2 MW (względem 779,1 MW w 2021 r.). - Decyzje inwestycyjne wytwórców energii w źródłach odnawialnych były w 2022 r. mocno zachwiane zaistniałą sytuacją geopolityczną, która miała m.in. bezpośredni wpływ na istotny wzrost rynkowych cen energii elektrycznej – uzasadnia URE w Sprawozdaniu*. Część projektów przeniesiono na poczet umów cPPA, zyskujących na popularności (s. xxx). Skąd ten ruch? Kontrakty cPPA stają się atrakcyjniejsze dla wytwórców niż aukcje. Zielonej energii, zwłaszcza wiatrowej, domaga się biznes, który wraz z wdrażaniem raportowania czynników pozafinansowych, tzw. ESG (ang. environmental, social, governance), musi dokładnie analizować i redukować swój ślad węglowy. Przy polskim miksie energetycznym (wciąż niemal 80% energii elektrycznej w Polsce wytwarzanej jest z węgla), przedsiębiorcy postanawiają zabezpieczyć dostawy zielonej energii sami.

Rekordy i straty

Ostatni czas to również rekordy produkcji energii z wiatru (np. 7,9 GW mocy chwilowej w lutym br.), ale też rekordowe „cięcia” mocy OZE w systemie (np. 2,2 GW w kwietniu br.). Polecenia redukcji mocy dotyczyły też fotowoltaiki, która zakończyła rok 2022 z 12,4 GW mocy zainstalowanej w systemie. Jak wskazuje ekspert PSEW, rezerwowanie znacznej części mocy przyłączeniowych przez PV może okazać się problematyczne.

- Z uwagi na stopień wykorzystania mocy źródeł fotowoltaicznych, przyłączenie dużej ilości tego typu źródeł powoduje nieefektywność wykorzystania mocy przyłączeniowej. W efekcie będziemy mieć dużo energii w okresie wiosenno-letnim, ale jej deficyt jesienią, zimą i wczesną wiosną. Przyłączając tę samą moc w źródłach wiatrowych, osiągnęlibyśmy dużo większą sprawność wytwórczą (3,5-krotnie wyższą w przeliczeniu na 1MW). To dlatego potrzebujemy również dużo więcej projektów wiatrowych, które będziemy przyłączać wspólnie ze źródłami PV – cable pooling to w tym przypadku warunek konieczny do dalszego, dynamicznego rozwoju OZE w Polsce - mówi Czopek. Dodaje jednocześnie, że istotne będzie podejście operatora do OZE i elastyczności w kwestii liczenia zdolności przyłączeniowych sieci elektroenergetycznej. Temat sieciowy jest skomplikowany, nie ma łatwych rozwiązań, ale warto wspólnie ich szukać.

Wraz z przyrostem mocy OZE konieczność wyłączeń będzie się ponawiała.

- Rozwój OZE oznacza, że musimy mieć dużo więcej mocy niż zapotrzebowania, bo źródła te pracują głównie z mniejszą mocą niż ich moc zainstalowana. To jest normalne – firmy elektroenergetyczne będą miały mocno przeszacowaną moc w źródłach wiatrowych czy słonecznych, co oznacza, iż będą pojawiały się okresy, gdy energii będzie za dużo - ale wówczas, będą spadały ceny energii, aż do cen ujemnych, co z kolei zmotywuje przedsiębiorców do szukania nowych sposobów zagospodarowania tych nadwyżek – wskazuje Czopek. Wyłączenia są oczywiście powiązane z brakiem elastyczności systemu elektroenergetycznego. Jego podstawa, źródła węglowe, nie pozwala zejść poniżej minimum technicznego mocy, a OZE jest „dławione” właśnie ze względu na swoją sterowalność i tymczasowość w zwyżkach produkcji.

Szansa dla biznesu

- Im więcej okresów, gdy operator będzie zmuszony do ograniczania produkcji, tym więcej znajdzie się pomysłów, jak tę energię zagospodarować. To będzie rynek i przestrzeń dla kreatywnego biznesu - znajdzie się ktoś, kto powie „nie ucinaj, wezmę tę energię za darmo” – przewiduje. Energia mogłaby zostać wykorzystana w magazynach energii, ale jej magazynowanie może się odbyć w sposób niestandardowy. Przedsiębiorstwa, które dostosowałyby swoją produkcję do jej „nadmiaru” w systemie, zyskałyby dostęp do bardzo taniej energii.

- Na razie tego typu działania pojawiają się jako DSR, czyli głównie ograniczenie zużycia energii na żądanie operatora. To może jednak działać w drugą stronę: przy prognozie dużej produkcji energii ze słońca czy wiatru, większe zakłady pracy mogą przesunąć produkcję, zmianę nocną na dzienną i „magazynować energię” w produkcie (cemencie, stali, itp.) – tańszym dzięki wytworzeniu w korzystnych warunkach cenowych. Nie zawsze można zwiększyć określone moce w ciągu dnia, bo jest określony park maszynowy, ale 10-15% może być w zasięgu firm – mówi Czopek.

Innym tymczasowym rozwiązaniem, podejmowanym przez PSEW, może być modernizacja bloków węglowych 200+. Minima pracy zmodernizowanego bloku wyglądają zupełnie inaczej niż obecnie działających. Nie można całkowicie wygasić bloku węglowego, bo po kilkugodzinnym okresie nadprodukcji OZE, ten nie zdąży się uruchomić. Jeżeli elastyczność tych bloków ulegnie poprawie, a czas wznowienia pracy bloku się istotnie skróci, może być to korzystne rozwiązanie przejściowe. Szczegółową propozycję systemu wsparcia, na rzecz stabilizacji systemu PSEW przedstawia w raporcie „Wiatr + węgiel”. Proponowane działania dałyby czas na rozwój magazynowania energii.

- Wystarczy zmodernizować obecne źródła węglowe. Technologie są dostępne, a cel znany: zwiększyć ich sprawność, elastyczność i ograniczyć ich wpływ na środowisko oraz utrzymać do czasu, do kiedy nie zbudujemy wystarczającej ilości magazynów energii, nie zaczniemy magazynować energii w wodorze etc. Potrzebujemy kolejnych 10-12 lat na rozwój. To poważna alternatywa dla budowy nowych źródeł gazowych, które opłaca się budować na 30 lat, a których w takim horyzoncie już nie potrzebujemy - tym bardziej, gdy uwzględnimy sytuacje geopolityczną – dodaje.

Permitting pod lupą

- Jeśli mówimy o deficytach energii, powinniśmy robić wszystko, by te procesy inwestycyjne przyspieszyć. Z pewnością należy poprawić warunki, jeśli chodzi o planowanie przestrzenne. Potrzebna jest weryfikacja procesu permittingowego pod kątem najbardziej spowalniających jego etapów – tu służymy wsparciem i jako PSEW będziemy analizować tę kwestię, by przygotować przegląd całego procesu wydawania pozwoleń – deklaruje Czopek.

Jakość decyzji i dokładność postępowań nie podlega dyskusji, PSEW jednak podkreśla, że jest możliwe równoległe prowadzenie różnych postępowań po to, by skrócić czas inwestycji, bez uszczerbku dla rzetelności całej procedury.

– Patrząc, gdzie jesteśmy, w kwestii produkcji energii, otoczenia geopolitycznego, zwrotu Komisji Europejskiej w kierunku odnawialnych źródeł energii i samowystarczalności energetycznej, jest to obecnie kwestia kluczowa – konkluduje. Jak bardzo, o tym na kolejnych stronach.

Marta Wierzbowska-Kujda
Redaktor naczelna, sozolog

Artykuł został opublikowany w publikacji "Energetyka wiatrowa w Polsce 2023. Szanse i ryzyka w dobie kryzysu", pod patronatem merytorycznym PSEW. Zachęcamy do lektury on-line!