Marek Marzecwiceprezes ONDE © Prawa zastrzeżone
Teraz Środowisko: Na czym może polegać optymalizacja projektów OZE, w szczególności farm słonecznych?
Marek Marzec: Projekt OZE powinien być optymalizowany kosztowo i efektywnościowo właściwie na każdym etapie. Bardzo skutecznym sposobem na uzyskanie maksymalnej energii z farmy fotowoltaicznej może być przewymiarowanie instalacji od 30 do nawet 50% po stronie mocy zainstalowanej. W ONDE każdy projekt podlega dogłębnej analizie kosztowej – dopiero taka analiza jest podstawą do podjęcia konkretnej decyzji inwestycyjnej. Dotychczas moc przyłączeniowa, określona w warunkach przyłączenia, w większości przypadków równała się mocy zainstalowanej 1:1; od jakiegoś czasu natomiast, operatorzy akceptują zwiększenie mocy zainstalowanej. Zwiększenie mocy zainstalowanej jest szczególnie uzasadnione przy dzisiejszych, relatywnie niskich cenach paneli PV. Co dzięki temu zyskujemy? Po pierwsze maksymalnie wykorzystujemy koszty instalacji przyłączeniowej. Po drugie, przy instalacji 1:1 nie osiągniemy zakładanej mocy przyłączeniowej, ponieważ zawsze są jakieś straty w transformacji energii plus charakterystyka pracy inwerterów, co średnio pozwala osiągnąć ok. 90% mocy zainstalowanej na wyjściu. Dlatego chcemy zainstalować więcej; mimo że w godzinach szczytowych część tego parku fotowoltaicznego będzie trzeba odłączyć, to już w godzinach porannych i popołudniowych cała farma może produkować pełną parą. Dzięki temu spłaszczamy profil produkcji. Ważne, że wprowadzamy do sieci określoną w umowie przyłączeniowej moc umowną.
TŚ: Czy hybrydyzacja projektów także pozwala na spłaszczenie profilu produkcji?
MM: Hybrydowe projekty wykorzystują z kolei inne właściwości krzywych produkcji, gdyż projekty wiatrowe i słoneczne mają przeciwstawny profil produkcji. Wiatr wieje zwykle nocą oraz zimą i jesienią, a słońce świeci najdłużej wiosną, latem i oczywiście w dzień, więc szczególnie w okresach okołopołudniowych – krzywe produkcji rzadko kiedy będą się nakładały.
Można więc sobie wyobrazić, że na tym samym przyłączu do sieci funkcjonują obie technologie bez istotnej utraty w produkcji. Zdarzają się takie momenty, kiedy naraz mamy zarówno słońce, jak i wiatr, ale cena energii na rynku jest wtedy tania albo instalacje są wyłączane przez operatora. Jednak realna utrata z produkcji łącznej lub z każdej z tych technologii osobno jest relatywnie niewielka i całkowicie akceptowalna.
Możliwość cable poolingu pojawiła się stosunkowo niedawno; na etapie developmentu mamy sporo takich tematów w ONDE. Dzięki temu, że mamy na tym samym przyłączu farmę wiatrową i fotowoltaiczną to dzielimy koszty inwestycji na 1MW w jednej i drugiej technologii. Drugi plus – może jeszcze ważniejszy – jest taki, że jeśli posiadamy warunki przyłączenia do sieci dla jednej technologii, to tę drugą możemy podłączyć i w ten sposób zrealizować dodatkowy projekt. Drugi z tych projektów jest przyłączany bezkosztowo, co stanowi ogromną korzyść dla inwestorów, ale też dla całego systemu elektroenergetycznego. Operatorzy nie muszą bowiem rozbudowywać sieci i stacji elektroenergetycznych (np. o pole liniowe) , aby przyłączyć ten drugi projekt. W okresie przejściowym, póki operatorzy istotnie nie rozbudują sieci, cable pooling jest doskonałym remedium.
TŚ: Jak wygląda kwesta bankowalności projektów w kontekście akcydentów redysponowania nierynkowego?
MM: Ten problem tak naprawdę wystrzelił dopiero w tym roku, ponieważ niefortunnie skumulowała się duża produkcja energii z fotowolatiki w weekendy, kiedy zużycie energii było relatywnie małe. To zaowocowało szeroko opisywaną w mediach serią wyłączeń parków fotowoltaicznych. Póki nie będzie systemowego rozwiązania w postaci sensownych rekompensat, to będą one uderzały w ekonomikę projektu w danym roku, bo na razie nie chcemy mówić o całym okresie życia danej instalacji. Banki, które udzielają finansowania, zareagowały na ten stan rzeczy i oczekują, że w założeniach produkcji energii z farmy, potencjalne wyłączenia zostaną procentowo uwzględnione. Jest to problematyczne, gdyż trudne do przewidzenia, mimo to instytucje finansowe wymagają takiej korekty. W rezultacie zauważamy ostrożniejsze podejście do modelowania finansowego i konserwatywne szacowania potencjalnych przychodów przez banki.
TŚ: Jakie są perspektywy na przyszłość?
MM: Jestem optymistą co do rozwoju energetyki słonecznej w Polsce i jak i innych źródeł OZE, w tym przede wszystkim wiatru na lądzie. W tym roku wyłączenia dotknęły jedynie generację słoneczną, ale jeśli nie wybudujemy przemysłowych magazynów energii lub też nie będziemy potrafili efektywnie zużyć nadmiarów energii, to będą dotyczyły też parków wiatrowych. Pilnie potrzebujemysensownego odbioru zielonej energii przez magazyny, wodór a może też inne technologie. Kluczem tego wszystkiego jest, moim zdaniem, zrównoważona transformacja energetyczna. Musimy inwestować w nowe odnawialne moce wytwórcze. Stwórzmy mapę drogową dla każdej technologii i budujmy po 2-3 GW rocznie – to zapewni zrównoważony wzrost.
TŚ: Dokumenty strategiczne powstają, KPEiK jest właśnie aktualizowany i ma trafić do konsultacji…
MM: No tak, ale zauważmy, że są one mało wiarygodne, ponieważ każdy rząd ma swoją strategię i swoją politykę. W zależności od tego, jakie jest w danej chwili nastawienie do OZE, to jest raz lepiej, a raz gorzej. Natomiast cały rynek oczekuje pewnego stabilnego uzgodnienia, konsensusu. Jeśli inwestorzy będą wiedzieć, że konsekwentnie – rok po roku – realizujemy wiarygodne założenia osiągnięcia przykładowo 50 czy 60 GW mocy w instalacjach OZE na lądzie w roku 2035 czy 2040, to firmy na tej podstawie będą tworzyć swoje strategie rozwoju.
TŚ: Mówi Pan o zrównoważony rozwoju źródeł OZE. Jaki ten rozwój jest teraz?
MM: Jeśli zapytać branżę, to wszyscy niemal jednym głosem powiedzą: „za wolno” i „za mało dynamicznie”. ONDE zajmuje się nie tylko developmentem własnych projektów, ale druga odnoga naszego biznesu to wykonawstwo – głównie projektów wiatrowych. Cała branża budowlana i działająca wokół inwestycji, życzyłaby sobie ambitnego i stabilnego rozwoju. Nikt nie chciałby jednak, by w jednym roku było 10 GW mocy, a potem przez 5 kolejnych lat nic. To nikomu by nie służyło.
TŚ: Z punktu widzenia usług wykonawczych, czy łańcuchy dostaw są stabilne?
MM: Obecnie trwa okres względnego spokoju, ceny się ustabilizowały, a jeśli chodzi o panele PV, to nawet istotnie spadły z 250 na 100 tys. E za 1 MW i utrzymują się na tym poziomie od kilku miesięcy. Największe ryzyko stanowi koszt frachtu. Panele płyną z Chin i np. jakiekolwiek zawirowania w Kanale Sueskim, mogą istotnie zwiększyć ich koszty. Mamy za to wydłużone dostawy kluczowych elementów do stacji transformatorowych, np. transformatorów, rozdzielnic, zabezpieczeń - nawet do 12 m-cy. Musimy to wkalkulować, bo jak inwestycja się wydłuża, to więcej kosztuje. Wzrosły także opłaty za uzyskanie przyłączenia do sieci. Jednak jedną z większych bolączek są nie tyle koszty samego przyłączenia, co długie, nawet 3-letnie terminy fizycznego przyłączenia do sieci. Kiedyś standardem było 12 miesięcy… Oraz opóźnienia w realizacji przyłączenia po stronie operatorów – ewentualne kary umowne z tego tytułu są symboliczne, a dla inwestorów OZE zwłoka w realizacji warunków przyłączenia liczona w miesiącach, liczy się w milionowych stratach…
Artykuł powstał we współpracy z ONDE
