Uwagi Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej

do projektu

„Planu rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania

na energię elektryczną na lata 2018-2027”

w kontekście wpływu tego planu na pracę istniejących farm w systemie elektroenergetycznym

oraz na rozwój sektora energetyki wiatrowej na lądzie i morzu w Polsce

Ustawa Prawo energetyczne w artykule 16 zobowiązuje operatora systemu przesyłowego (dalej

„OSP”), którym jest spółka Sieci Elektroenergetyczne S. A. (dalej „PSE SA”) do cyklicznego

opracowywania i uzgadniania z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki (dalej „Prezes URE”) planów

rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną.

Przed przedłożeniem planu rozwoju, do uzgodnienia z Prezesem URE, OSP jest zobowiązany

do przeprowadzenia konsultacji projektu takiego planu rozwoju z zainteresowanymi stronami

i sporządzenia raportu z tych konsultacji.

23 stycznia 2018 roku PSE S.A. udostępniły do konsultacji z zainteresowanymi stronami projekt Planu

rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną

na lata 2018- 2027 (dalej „PRSP”). Treść Komunikatu PSE SA w sprawie konsultacji projektu Planu

rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną

na lata 2018-2027 (Załącznik nr 1).

Niniejszym przedstawiamy stanowisko Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej na temat

projektu PRS, wnioskując jednocześnie o rozszerzenie i uzupełnienie zakresu dokumentu o poniższe

postulaty, co umożliwi optymalny rozwój krajowej energetyki i zapewnienie przemysłowi

oraz gospodarstwom domowym bezpieczeństwa energetycznego w sposób racjonalizujący koszty

dzięki pełniejszemu wykorzystaniu stale taniejących technologii generacji energii z odnawialnych

źródeł, wpisując się w nieodwracalne europejskie i światowe trendy w energetyce.

Spis treści

1. Wstęp .............................................................................................................................................. 2

2. Lądowa energetyka wiatrowa ........................................................................................................ 3

2.1. Wzrost produktywności i spadek kosztów w energetyce wiatrowej onshore ........................ 3

2.2. Energetyka wiatrowa na lądzie będzie się rozwijać także bez wsparcia ................................. 6

3. Farmy wiatrowe na morzu ............................................................................................................. 7

4. Konieczność umożliwienia usługi regulacyjnej z farm wiatrowych .............................................. 9

5. Potrzeba uwzględnienia w PRSP planowanych i zrealizowanych inwestycji OSD ..................... 11

6. Podsumowanie ............................................................................................................................. 12

1. Wstęp

Jesteśmy jako wiodąca branża energetyki odnawialnej wstrząśnięci faktem, że strategicznie istotny

dokument praktycznie nie zakłada planowania rozbudowy sieci pod kątem rozwoju odnawialnych

źródeł energii do roku 2028.

Jak sam dokument PRSP wskazuje, główne uwarunkowania dla PRSP 2018-2027 wynikające z PEP 2030

i PEP 2050 to rozbudowa sieci umożliwiająca Rozwój odnawialnych źródeł energii. Tymczasem

w dokumencie fakt rozwoju tych, najszybciej rozwijających się źródeł energii nie tylko w Europie,

ale i na świecie, został potraktowany marginalnie. Nie można planować rozwoju sieci

bez przewidywania rozwoju żadnych odnawialnych źródeł energii, szczególnie energetyki wiatrowej

na lądzie i morzu, podobnie jak i fotowoltaiki (PV).

Rozwój energetyki wiatrowej jest wyraźnym trendem globalnym i europejskim. WindEurope podaje,

że w latach 2010-2016 w UE powstało łącznie 142,6 GW w farmach wiatrowych. Ta najszybciej

rozwijająca się technologia przewyższyła 101 GW nowych moc w panelach słonecznych i 93 GW

w elektrowniach gazowych. Przeciwne tendencje przejawia energetyka węglowa i atomowa ─ w obu

technologiach ubyło w tym czasie po ponad 36 GW, a w elektrowniach atomowych kolejnych 15 GW.

Po kilkunastu latach intensywnego rozwoju w 2015 roku wiatraki prześcignęły w Unii (pod względem

mocy zainstalowanej) ─ rozwijaną od ponad 100 lat ─ energetykę wodną (136 GW), a w 2016 roku

rozwijaną równie długo energetykę węglową (152 GW). W roku 2017 Europa umocniła zwłaszcza

pozycję globalnego lidera w budowie farm wiatrowych na morzu, w Europie uruchomiono morskie

farmy wiatrowe o łącznej mocy 1,558 GW, a ich łączny potencjał wzrósł do 12,631 GW1.

Wynika to też z faktu kontynuacji redukcji emisji wynikającej z dalszych ustaleń polityki energetyczno-

klimatycznej Unii Europejskiej, której fundamentem są Ramy polityki w zakresie klimatu i energii

do roku 2030. Warte podkreślenia jest, że lądowe oraz morskie farmy wiatrowe wydają się być jednym

z najodpowiedniejszych w polskich warunkach źródeł zeroemisyjnej energii elektrycznej. Należy

również wskazać, że w styczniu 2018 roku Parlament Europejski przegłosował przepisy dotyczące

nowelizacji dyrektywy o odnawialnych źródłach energii. Przegłosowano cel 35% udziału energii ze OZE

w 2030, obowiązkowy na poziomie UE. To znaczący wzrost w wobec tego, co wcześniej uzgodnili

w Radzie UE przedstawiciele rządów, proponując 27 proc. Wprawdzie poszczególne kraje będą miały

cele indywidualne, ale w przypadku Polski oznacza to konieczność znaczącego, jeśli nie radykalnego

podniesienia udziału OZE. Energetyka wiatrowa, a zwłaszcza duże instalacje offshore są w tym

przypadku najbardziej pewną i ekonomicznie uzasadnioną metodą na osiągnięcie wymaganego efektu.

To co postrzegamy jako problem oraz co niepokoi zarówno PSE jak i branżę wiatrową, to brak jasnych

i czytelnych strategii rządowych dla rozwoju inwestycji wytwórczych onshore i offshore, określonych

programów realizacji celów, założonych harmonogramów działań, itp. Liczymy jednak, że również

dzięki naszym wysiłkom i zabiegom, takie plany powstaną a potem zostaną zrealizowane.

1 Źródło: WindEurope

Pomimo globalnych i europejskich trendów zmierzających do sukcesywnego zastępowania

technologiami odnawialnymi wytwórczych jednostek konwencjonalnych, te tendencje nie odnajdują

wystarczającego odzwierciedlenia w PRSP. Niestety, analiza wystarczalności na moc dokumentu PSE

bierze pod uwagę wyłącznie założenie, że w Polsce będzie funkcjonował rynek mocy. Założono,

że począwszy od roku 2021, w Polsce (mimo, że nie wiadomo jakie i na jakie wolumeny), odbędą się

przetargi mocowe. Z naszego punktu widzenia jest to dyskryminacyjne i wybiórcze przyjmowanie

założeń przez Operatora Sieci Przesyłowej. Należy wskazać przede wszystkim, że energetyka

odnawialna, a w szczególności energetyka wiatrowa na lądzie, będzie stanowiła coraz większy udział

w systemie wytwarzania energii elektrycznej w Polsce i Europie, ponieważ jest to głęboko uzasadnione

nie tylko coraz lepszymi parametrami tych źródeł ale i ich stale rosnącą konkurencyjnością cenową.

2. Lądowa energetyka wiatrowa

2.1. Wzrost produktywności i spadek kosztów w energetyce wiatrowej onshore

Energetyka wiatrowa na lądzie jest najtańszym źródłem wytwarzania energii elektrycznej osiągającej

poziom grid parity i praktycznie znajduje się u progu cenowej konkurencyjności z energią ze źródeł

kopalnych. Co więcej, jest powszechnie wiadome, że te proporcje będą się w najbliższym czasie dalej

zmieniać na korzyść energii z lądowych farm wiatrowych, gdyż drożenie energii ze źródeł

konwencjonalnych i spadek cen energii ze źródeł odnawialnych jest nieodwracalnym i powszechnie

oczekiwanym makrotrendem.

Uśrednione koszty energii LCOE są uzależnione od wielu zmiennych czynników, niemniej jednak

kierując się dostępnymi danymi na temat globalnych trendów można ocenić, jak w długiej

perspektywie czasu kształtować się będzie koszt energii z różnych źródeł wytwórczych. Zwraca uwagę

że już dziś najniższymi kosztami wytworzenia cechuje się energetyka wiatrowa na lądzie,

która ma nadal w Polsce istotny i nie w pełni rozwinięty potencjał.

Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej wraz ze współpracującymi instytucjami – Politechniką

Lubelską i Krajowym Instytutem Energetyki Rozproszonej opracowało w styczniu 2018 roku dwa

możliwe w Polsce scenariusze generacji energii elektrycznej w Polsce, do roku 20352. Przewidują one

zróżnicowany rozwój wszystkich obecnie stosowanych technologii wytwarzania energii elektrycznej

oraz dwóch nowych źródeł: energii wiatrowej na morzu oraz energetyki jądrowej. Celem analiz

przeprowadzonych przez PSEW było wskazanie efektywnej i realistycznej ścieżki dekarbonizacji

elektroenergetyki, tj. takiej zmiany miksu energetycznego, która pozwoli zmniejszyć emisję dwutlenku

węgla związaną z wytwarzaniem energii elektrycznej. Konieczność redukcji emisji wynika przede

wszystkim z polityki energetyczno-klimatycznej Unii Europejskiej, której fundamentem są Ramy

polityki w zakresie klimatu i energii do roku 2030. Istotnym elementem analizy było założenie takich

kryteriów, aby wyniki modelowania zapewniały dostępność prądu dla gospodarstw domowych

i przedsiębiorstw w kraju nad Wisłą, co przy aktualnych uwarunkowaniach będzie poważnym

wyzwaniem już po 2021 roku.

W obu scenariuszach zakładanych przez PSEW przewidziano sfinalizowanie obecnych inwestycji

w nowe moce oparte na węglu, zgodnie z informacjami publicznie przekazywanymi przez Rząd.

2 PSEW styczeń 2018 “Model miksu elektroenergetycznego do roku 2035 wraz z Analiza potencjalnych problemów bilansowania KSE z generacją wiatrową“ http://psew.pl/wp-content/uploads/2018/01/Ścieżki-dekarbonizacji.pdf

Po 2020 r. jedną nową instalacją tego typu byłby oddany w 2024 r. blok Ostrołęka C o mocy 1000 MW,

jak również inwestycja w elektrownię wykorzystującą technologię wychwytu dwutlenku węgla (CCS)

o mocy 880 MW w roku 2030. Do momentu wejścia w życie konkluzji BAT dla elektrowni

kondensacyjnych w 2021 r. wyłączane moce zastępowane będą przede wszystkim nowymi mocami

węglowymi oraz gazowymi. Model zakłada osiągnięcie 2,5-3 tys. MW mocy zainstalowanej elektrowni

fotowoltaicznych w 2026 r. oraz 5 tys. MW nowych mocy w elektrowniach wiatrowych na lądzie

do 2035 roku. W obu scenariuszach morskie elektrownie wiatrowe instalowane są po roku 2022 r.

Moc zainstalowana dla wariantu bazowego i alternatywnego prognozowana jest odpowiednio na 3650

MW oraz 6750 MW do 2035 roku.

Druga duża fala wyłączeń elektrowni opartych na węglu kompensowana jest w scenariuszu bazowym

oddaniem w 2030 r. i 2034 r. bloków atomowych o mocy 1,6 GW każdy, a w scenariuszu

alternatywnym – większymi nakładami na źródła odnawialne (co wymaga także intensywniejszych

inwestycji w elastyczną energetykę gazową).

Przedstawiane scenariusze pozwalają na wysnuć następujące wnioski i rekomendacje:

• bez energetyki wiatrowej na lądzie i morzu Polska nie zrealizuje zobowiązań dekarbonizacji

energetyki wynikających z Pakietu Zimowego,

• wdrożenie proponowanych przez PSEW scenariuszy rozwoju miksu energetycznego

doprowadzi Polskę do znacznego obniżenia emisji gazów cieplarnianych i zapewni realizację

celów unijnych w zakresie udziału OZE i również emisji CO2 na rok 2035 dla Polski,

• każdy MWh mocy uzyskiwanej z wiatru przyczynia się do poprawy jakości powietrza w Polsce

w walce ze smogiem poprzez uniknięcie emisji ok. 900 kg dwutlenku węgla SOx i szkodliwych

pyłów. Do 2035 roku możemy dzięki energetyce wiatrowej uniknąć emisji nawet 25 mln ton

CO2 rocznie,

• rozwój energetyki wiatrowej gwarantuje przyrost wysokiej jakości miejsc pracy i rozwój

innowacyjnego przemysłu, zgodnie z zasadami zrównoważonego rozwoju oraz kierunkami

wskazanymi w Strategii Odpowiedzialnego Rozwoju,

• z analizy LCOE wynika, że energetyka wiatrowa na lądzie jest najtańszym źródłem wytwarzania

energii elektrycznej osiągającej poziom grid parity, ponadto, technologia wytwarzania energii

wiatrowej na morzu, dzięki dynamicznemu rozwojowi technologicznemu w najbliższych latach

również osiągnie taki poziom.

Od czasu realizacji pierwszych instalacji elektrowni wiatrowych w Polsce w branży energetyki

wiatrowej dokonał się bardzo istotny postęp technologiczny, który umożliwia w tych samych

lokalizacjach projektowych kilkunastokrotnie wyższy uzysk energii reprezentowany jako produkcja

netto (max. 16-krotny, w lokalizacjach o wysokiej wietrzności), nawet do kilkunastu GWh/turbinę/rok.

Przekłada się to na około 2.5-krotny wzrost współczynnika wykorzystania mocy netto oraz wprost

wpływa na istotny spadek kosztów wytwarzania energii z wiatru.

Podobny efekt możemy zaobserwować w morskiej energetyce wiatrowej, która notuje stale spadające

ceny LCOE – w przeciągu dosłownie kilku lat z 250 EUR/MWh do kwot rzędu około 70 EUR/MWh.

Tak dynamiczne zmiany są spowodowane zwiększaniem mocy dostępnych urządzeń

i ich produktywności, efektem skali i konkurencją cenową stymulowaną aukcjami.

Tymczasem koszty wytwarzania źródeł konwencjonalnych będą rosnąć, głównie z powodu rosnących

kosztów emisji CO2 oraz konieczności kosztownego ograniczania emisji szkodliwych substancji. Jeżeli

oba trendy będą kontynuowane, a nic nie wskazuje, by nie były, powstanie ogromna przepaść

pomiędzy kosztami wytwarzania technologii OZE i konwencjonalnych.

Naukowcy z Politechniki Lubelskiej przygotowali część analizy dla przygotowanych scenariuszy rozwoju

elektroenergetyki z punktu widzenia problemów bilansowania i regulacji mocy.

Zmienność generacji wiatrowej i słonecznej wymaga od generacji klasycznej, by wobec stosunkowo

regularnych i przewidywalnych zmian obciążenia zapewnić w każdej chwili bilansowanie mocy

wytwarzanej i pobieranej przez odbiory. Jeśli elastyczność generacji klasycznej jest ograniczona

na przykład poprzez brak możliwości szybkich zmian mocy w wyeksploatowanych turbozespołach

parowych, generacja w farmach wiatrowych i słonecznych także musi podlegać ograniczeniom.

Zaprezentowane wyniki analiz w raporcie przeprowadzonych dla KSE wskazują na wymagania, jakie

przed generacją klasyczną postawi w latach 2020 – 2035 rozwój generacji o charakterze zmiennym.

Wyniki analizy wskazują, że wzrost mocy zainstalowanych źródeł zmiennych (wiatr, fotowoltaika)

będzie wymagał zwiększenia elastyczności ze strony generacji klasycznej. Liczba godzin, podczas

których obciążenie przypadające na ten rodzaj generacji będzie mniejsze będzie wyzwaniem dla

Operatora sieci. Generalnie jednak liczba godzin, w których może zachodzić w przyszłości konieczność

pracy poniżej przyjmowanego obecnie poziomu minimum technicznego, daje szansę na znalezienie

kompromisu pomiędzy ewentualnym zaniżeniem generacji źródeł zmiennych i zwiększeniem

elastyczności źródeł klasycznych3.

Krajowy Instytut Energetyki Rozproszonej przygotował na potrzeby raportu4 analizę salda wytwórczo-

odbiorczego w granulacji dobowo-godzinowej dla klastra energii opartego o farmę wiatrową.

Elektrownie wiatrowe, ze względu na stosunkowo niskie koszty operacyjne,

a w efekcie produkcję relatywnie taniej energii, mają dużą szansę na rozwój w oparciu o model klastra

energii czy sprzedaży energii w formie umowy PPA, a tym samych mają szansę na znaczący udział

w miksie energetycznym kraju.

Klastry energii dają znacząco większe pole manewru na zminimalizowanie niedopasowania

profilowego, ponieważ z jednej strony odbiorcami w klastrze mogą być podmioty o zróżnicowanych

dobowych profilach odbioru, a ewentualne piki lub spadki produkcji można jednocześnie korygować

poprzez współpracę ze źródłami o wzajemnie komplementarnej charakterystyce generacji.

Wyniki analizy wskazują, że uczestnictwo farm wiatrowych w inicjatywach klastrowych to dla wielu

farm wiatrowych duża szansa na realizację projektu. Szacuje się, że w najbliższych latach nawet

kilkadziesiąt procent nowych mocy wytwórczych w wietrze może być realizowane w ramach klastra

energii. Kluczem pozostaje jednak optymalizacja profilowa i dobre przygotowanie strategii.

Mimo kryzysu spowodowanego niekorzystnymi dla niej zmianami prawa w ostatnich latach energetyka

wiatrowa mogłaby realizować nowe inwestycje, zgodnie z przedstawionymi w raporcie scenariuszami.

3 PSEW styczeń 2018 “Model miksu elektroenergetycznego do roku 2035 wraz z Analiza potencjalnych problemów bilansowania KSE z generacją wiatrową“ http://psew.pl/wp-content/uploads/2018/01/Ścieżki-dekarbonizacji.pdf 4 J.w.

Aby potencjał elektrowni wiatrowych w Polsce mógł zostać wykorzystany potrzebne są określone

inicjatywy legislacyjne.

2.2. Energetyka wiatrowa na lądzie będzie się rozwijać także bez wsparcia

Polska, jako kraj ze słabym i w dodatku niestabilnym systemem wsparcia dla OZE, ma warunki

dla rozpowszechnienia się korporacyjnych PPA (Power Purchase Agreement) – umów na kupno

przez odbiorcę energii z konkretnego OZE, np. farmy wiatrowej. Problemem do rozwiązania jest ciągle

dopasowanie tego, co sprzedaje producent, do określonych potrzeb klienta.

O ile kontrakty tego typu mogą być traktowane jako alternatywna dla publicznego wsparcia metoda

finansowania OZE, to jednak uczestnicy eksperckich dyskusji na ten temat są zgodni: w Polsce PPA

nie zdominują finansowania i nie staną się uniwersalną receptą na rozwój bez zmiany politycznego

nastawienia do OZE, ale mogą pomóc przetrwać energetyce wiatrowej najgorsze lata.

Korporacyjne PPA to umowa między wytwórcą "zielonej" energii, a konkretnym odbiorcą, często

długoterminowa, z możliwością zastosowania całej gamy warunków i formuł cenowych. Z jednej

strony, wytwórcy w OZE dają stabilną podstawę do sfinansowania inwestycji, z drugiej strony odbiorca

może się m. in. zabezpieczyć przed ryzykiem zmiany cen. Zarówno wytwórców, jak i klientów w ramach

jednej umowy może być wielu, działających wspólnie, albo np. za pośrednictwem agregatora.

Mimo restrykcji narzuconych przez ustawę odległościową, w Polsce ważność ciągle zachowują

pozwolenia na budowę turbin wiatrowych o mocy rzędu 3 tys. MW. Przy mglistych i niejasnych

dla wiatraków perspektywach systemu aukcyjnego, PPA mogą być ostatnią szansą na zrealizowanie

tych inwestycji.

Przesłanką jest tu fakt, że model finansowania przez PPA rozwija się głównie tam,

gdzie nie ma stabilnego systemu wsparcia albo nie zaspokaja ono potrzeb inwestorów. Przykładami są

Wielka Brytania – gdzie stary system wygaszono, a aukcji dla farm wiatrowych na lądzie jeszcze

nie rozpoczęto, czy Szwecja – gdzie ceny zielonych certyfikatów są bardzo niskie. Co więcej, w coraz

bliższej perspektywie realizacji założeń „Pakietu zimowego” jest kilka rozwiązań, które znacząco mogą

ułatwić podpisywanie umów typu PPA. Kilka dni temu ponad 50 wielkich korporacji i organizacji

biznesu w liście do unijnych ministrów energii wezwało do wprowadzenia regulacji prawnych

ułatwiających zawieranie korporacyjnych PPA oraz do podniesienia celu udziału OZE w UE na rok 2030

do co najmniej 35 proc5.

Od strony finansowej wieloletni kontrakt na sprzedaż energii może znacząco ułatwić sfinansowanie

budowy OZE. Zwraca uwagę, że dla sektora bankowego najważniejszym kryterium jest optymalne

oddanie rynku, które umożliwia ich skracanie – w aktualnych warunkach zupełnej labilności cen, stała

cena, zadeklarowana choćby na 5 lat jest pomocna i wiarygodna. Dotychczas najpopularniejszy,

tradycyjny model finansowania farm wiatrowych bazował kontraktach z bardzo dobrymi odbiorcami

określających stałe ceny i takie finansowanie zapewne nadal będzie najtańsze. Zważywszy na to,

że część odbiorców ma krótszy horyzont czasowy coraz częściej bierze się jednak pod uwagę

5 Źródło: WindEurope

urynkowienie PPA. W takim przypadku premia pobierana przez banki czy inwestorów będzie zapewne

większa proporcjonalnie do podejmowanego ryzyka, jednak te rozliczenia nadal umożliwiają pełną

bankowalność kosztów i obciążeń w ramach projektu.

Po drugiej stronie na zakup „zielonej energii” decyduje się coraz więcej firm i korporacji, realizując m.in.

swoje własne cele udziału OZE czy zrównoważonego rozwoju, ale także chcąc sobie zagwarantować

dostawy energii na wiele lat po atrakcyjnej cenie. Na przykład Google w 100 proc. korzysta już z OZE,

zabezpieczając także przez PPA na własne potrzeby 3 tys. MW mocy, głównie wiatrowych. W Polsce

pierwsze tego typu kontrakty są w trakcie negocjacji.

Podstawowym problemem wykazywanym przez ekspertów jest dopasowanie tego, co oferuje

wytwórca energii, do tego, czego potrzebuje odbiorca. Różnicę między profilami produkcji i zużycia

trzeba zbilansować, handlowo lub fizycznie, a to niesie za sobą dodatkowe koszty.

Kupujący nie ma też gwarancji, że cena, jaką będzie płacił, będzie atrakcyjna z punktu widzenia rynku.

Czasami decydujące mogą być czynniki pozarynkowe, np. opłaty dystrybucyjne, znacząco niższe przy

wykorzystaniu lokalnego OZE. Jednak generalnie jest widać potrzebę opracowania mechanizmów,

rozkładających na obie strony ryzyko cenowe, ponieważ z punktu widzenia wielu korporacji, 10-cio czy

15-to letnie kontrakty na zakup energii, zwłaszcza po stałej cenie, mogą być trudne do zaakceptowania.

Mimo to traderzy deklarują, że są w stanie wycenić i wziąć na siebie na wiele lat w przód praktycznie

wszystkie ryzyka oprócz ryzyka politycznego i regulacyjnego.

Dziś w zasadzie nikt nie zaprzecza, że w długim terminie większość energii będzie pochodziła z OZE,

a subsydia dla niej będą stopniowo likwidowane. Niektórzy producenci (w tym producenci turbin

wiatrowych) już teraz sugerują, że dodatkowe wsparcie dla technologii OZE jest w zasadzie

niepotrzebne, pod warunkiem braku centralnie sterowanego wyhamowywania tych inwestycji

w postaci skrajnie niekorzystnych regulacji. Szacuje się, że średnio ceny produkcji z wiatru spadają

o ok. 10% rocznie z powodu spadku kosztów samej technologii. Jako przykład podaje się zwykle duże

urządzenia rzędu 170 m wysokości i ponad 140 m średnicy wirnika6. Takie urządzenia będą miały

w polskich warunkach wystarczającą produktywność, zapewniającą odpowiednią stopę zwrotu nawet

projektom bez wsparcia. Aby to było możliwe należy jednak dokonać zmian w obowiązujących

przepisach, by te nowoczesne technologie mogły być na terenie Polski wykorzystane.

3. Farmy wiatrowe na morzu

Odrębność projektów farm wiatrowych na morzu, którą można dostrzec porównując je z innymi

eksploatowanymi w Polsce źródłami energii odnawialnej, ich do tej pory ograniczona liczba, a zarazem

potencjalne znaczenie dla bezpieczeństwa energetycznego państwa, uzasadniają konieczność

planowania morskich farm wiatrowych w Bilansie mocy w KSE.

Rozumiemy, że znaczącym utrudnieniem w planowaniu rozwoju technologii morskiej energetyki

wiatrowej jest fakt, że obowiązujące regulacje powodują brak pewności w zakresie perspektywy

czasowej i ekonomicznej wsparcia dla technologii offshore. W sytuacji, w której podjęcie decyzji

6 Źródło: Nordex

inwestycyjnej wymaga zaakceptowania dużego ryzyka finansowego, upublicznienie planu finansowego

wsparcia dla tego typu instalacji na dłuższy okres ma kluczowe znaczenie. Bezwzględnie jednak

w bilansie mocy dokumentu PRSP powinny zostać uwzględnione nie tylko dwa projekty morskiej

energetyki wiatrowej ale również konieczność wydania umów przyłączeniowych dla dalszych

projektów, które otrzymały pozwolenia na wznoszenie sztucznych wysp (PSZW) – razem 6 GW do 2030

i 9 GW do 2040. Planowanie rozwoju pod przyłączenie tych źródeł powinno zostać już na etapie

przygotowania PRSP uwzględnione i zabudżetowane.

Morskie farmy wiatrowe o łącznej mocy 7 GW mogą bowiem, według prognoz, zaspokajać ok. 15%

krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną.7

Parki wiatrowe na morzu powstają u wybrzeży całej północnej Europy, od Wielkiej Brytanii,

przez Francję, Holandię, Danię aż po Niemcy. Doświadczenia tych krajów pokazują, że morska

energetyka wiatrowa może być istotnym elementem zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego

państwa, a jednocześnie kołem napędowym gospodarki. Potencjał morskiej energetyki wiatrowej

dostrzega również Unia Europejska, prowadząc w tym zakresie aktywną politykę.8 W Polsce istnieją

obecnie 3 projekty offshore znajdujące się w dość zaawansowanej fazie rozwoju (nadal jednak

przed rozpoczęciem prac konstrukcyjnych), kilka kolejnych na nieco wcześniejszym jego etapie

(nieposiadających jeszcze wszystkich koniecznych decyzji administracyjnych), a planowane

są następne. Ze względu na posiadane zalety, mogą one stanowić istotny element przyszłego miksu

energetycznego Polski, wspierający w znaczący sposób źródła konwencjonalne. Według analizy

wykonanej przez PSEW, w perspektywie roku 2035 r. morska energetyka wiatrowa może stać się

technologią, która będzie zastępowała węglowe moce konwencjonalne nieuchronnie wycofywane

z użytkowania po roku 2020. W zależności od tego, czy w polskim miksie energetycznym znajdzie się

energia produkowana przez elektrownię atomową, czy nie – moc zainstalowana farm wiatrowych

na Bałtyku może w roku 2035 wynieść od 3650 MW do 6750 MW.9

Analiza wystarczalności generacji dla krajowego systemu elektroenergetycznego w latach 2018-2027

przedstawiona w opiniowanym dokumnecie, niezakładająca nowej generacji z farm wiatrowych typu

onshore i offshore jest niespójna z zaawansowanym rozwojem projektów wiatrowych na morzu.

Na posiedzeniu Zespołu Parlamentarnego zajmującego się rozwojem morskiej energetyki wiatrowej

w styczniu 2018 roku10 ze strony PSE padły jasne deklaracje, że operator sieci przesyłowej jest w stanie

zbudować na czas linie przesyłowe, konieczne do przyłączenia przyszłych polskich farm wiatrowych

na Bałtyku. Ponadto, PSE przewiduje, że w przyszłości centralnie sterowane konwencjonalne źródła

energii nie będą pokrywały już zapotrzebowania wynikającego wprost z krzywej popytu.

Będą natomiast uzupełniać w razie potrzeby moc, dostarczaną przez niedysponowalne centralnie

źródła odnawialne. Z punktu widzenia operatora sieci, farmy offshore nie będą zatem elementem

7 PSEW styczeń 2018 “Model miksu elektroenergetycznego do roku 2035 wraz z Analiza potencjalnych problemów bilansowania KSE z generacją wiatrową“ http://psew.pl/wp-content/uploads/2018/01/Ścieżki-dekarbonizacji.pdf 8Por. np. Komunikat Komisji do Parlamentu Europejskiego i Rady. Niebieska energia. Działania, które należy podjąć do roku 2020 i później w celu wykorzystania potencjału energetycznego europejskich mórz i oceanów (COM/2014/08 final). 9 PSEW styczeń 2018 “Model miksu elektroenergetycznego do roku 2035 wraz z Analiza potencjalnych problemów bilansowania KSE z generacją wiatrową “ http://psew.pl/wp-content/uploads/2018/01/Ścieżki-dekarbonizacji.pdf 10 Sejm RP, 10 stycznia 2018 r. obrady Parlamentarnego Zespołu ds. Morskiej Energetyki Wiatrowej: http://www.sejm.gov.pl/Sejm8.nsf/transmisje_arch.xsp?unid=FC4E574E2D7D6FFBC12581FA004DC8CD

jej destabilizacji – co się niejednokrotnie sugeruje, ale wprost przeciwnie, mogą być jednym

z elementów prawidłowego i bezpiecznego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego kraju.

Tymczasem analiza wystarczalności generacji dla krajowego systemu elektroenergetycznego w latach

2018-2027 zakłada oddanie energii z pierwszych morskich farm wiatrowych dopiero w 2028, a wydane

umowy przyłączeniowe dla tych projektów kończą się w 2025 roku.

W trakcie ww. posiedzenia podkreślono, że PSE aktualnie rozbudowuje sieć pod kątem pełnego

wykorzystania połączenia ze Szwecją, ale uwzględnia również perspektywy budowy na Bałtyku

morskich farm wiatrowych. Aplikacje dwóch potencjalnych operatorów mówią na razie o łącznej mocy

rzędu 2,2 GW tych farm. PSE wstrzymało co prawdą budowę jednej z dużych linii przesyłowych –

Koszalin-Piła, ale czeka na dalszy rozwój sytuacji wokół offshore, żeby ewentualnie ruszyć z budową.

Reprezentacja Operatora zapewnia, że podmiot jest w stanie wybudować całą niezbędną

infrastrukturę dla morskich wiatraków w ciągu 5 lat, co – jak wskazano – pokrywa się z czasem budowy

farmy na morzu. Zatem obydwa elementy – źródła i sieć – mogą być w razie potrzeby gotowe w tym

samym czasie.

Zakładana rozbudowa sieci będzie miała jeszcze jeden korzystny efekt. Wyeliminuje mianowicie

konieczność wymuszania pracy niektórych centralnie sterowanych źródeł konwencjonalnych

dla zapewnienia bezpieczeństwa funkcjonowania sieci. Po rozbudowie nie powinno być już ograniczeń

sieciowych, rozwiązywanych dziś przez wymuszanie pracy elektrowni w określonych punktach.

Wyniki analizy od 2025 przy zakładanym poziomie generacji źródeł wytwórczych zaczynają być bardzo

niepokojące a pokrycie prognozowanego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną staje się

niewystarczające. Dobrze przedstawia to wzrost LOLE - oczekiwany sumaryczny czas trwania deficytów

mocy w rozpatrywanym okresie, wzrasta w ostatnich latach głownie wskutek prognozowanemu

wzrostowi zapotrzebowania na energię.

Z perspektywy KSE najważniejsze wydaje się zauważenie, że umiejscowienie morskich fam wiatrowych

w pobliżu wybrzeża przyczyni się również do zwiększenia równowagi terytorialnej wytwarzania energii

w źródłach o dużej mocy. Większość porównywalnych pod względem mocy zainstalowanej

konwencjonalnych źródeł energii zainstalowana jest bowiem w głębi lądu.

4. Konieczność umożliwienia usługi regulacyjnej z farm wiatrowych

Nowoczesne urządzenia wytwórcze, w tym turbiny wiatrowe, mają możliwość świadczenia

dodatkowych usług regulacyjnych wobec rosnących wymagań systemu. Ma to znaczenie nie tylko dla

nowych inwestycji, ale także dla licznych już operacyjnych farm wiatrowych w Polsce, które już teraz

oferują techniczną możliwość zaspokojenia coraz bardziej złożonych potrzeb systemu. Z tego względu

niezwykle istotna jest taka zmiana otoczenia prawnego, która umożliwi czerpanie korzyści z tego

niewykorzystanego potencjału. Aby to było możliwe należy oszacować wartość krajowego potencjału

w tym zakresie. Do oszacowania potencjału możliwości świadczenia usług regulacyjnych przez farmy

wiatrowe wykorzystano wyniki ankiet uzyskanych od producentów 830 siłowni wiatrowych o łącznej

mocy 1694 MW, dane publikowane przez PSE S.A. w ramach planów koordynacyjnych (m.in.

informujące o mocy zainstalowanej elektrowni wiatrowych w Polsce) oraz prognozę generacji

wiatrowej do 2020 roku. Ustalono, że obecnie usługi regulacyjne mogą świadczyć elektrownie

wiatrowe o łącznej mocy zainstalowanej ok. 2500–3000 MW. Do 2020 roku ten potencjał może

wzrosnąć nawet do 4000–4500 MW. To znaczny potencjał, który warto wykorzystać już teraz.

Poszczególne turbiny oraz ich grupy zagregowane w ramach farm wiatrowych mogą służyć systemowi

elektroenergetycznemu szeregiem usług. Przykładowo, spośród skatalogowanych w IRiESP usług,

turbiny wiatrowe spełniają wymagania techniczne stawiane:

1. Regulacji pierwotnej częstotliwości (Frequency Containment Reserve – FCR). Usługa jest

aktywowana autonomicznie przez jednostki wytwórcze w zależności od zmiany częstotliwości

sieciowej mierzonej lokalnie;

2. Regulacji wtórnej częstotliwości i mocy czynnej (Frequency Restoration Reserves – FRR).

Usługa aktywowana przez OSP za pomocą centralnego regulatora;

3. Regulacji trójnej (Replacement Reserves – RR). Usługa aktywowana przez OSP za pomocą

narzędzi komunikacyjnych Rynku Bilansującego;

4. Regulacji napięcia i mocy biernej. Usługa aktywowana przez OSP.

Oprócz tego turbiny wiatrowe mogą być też wyposażone w dodatkowe urządzenia rozszerzające zakres

ich usług o kolejne możliwości, które mogą być wykorzystywane w celu poprawy bezpieczeństwa

i niezawodności pracy systemu elektroenergetycznego:

1. Szybka odpowiedź na zmianę częstotliwości (Fast Frequency Response);

2. Szybka generacja prądu biernego (Fast Reactive Current Injection);

3. Regulacja napięcia i mocy biernej w warunkach braku generacji mocy czynnej.

Przeprowadzono symulację, która miała umożliwić ilościową ocenę efektów wdrożenia

proponowanego rozwiązania, polegającego na niesymetrycznej alokacji rezerwy wtórnej (tylko

w kierunku zmniejszenia generacji) w elektrowniach wiatrowych. W wyniku symulacji oszacowano,

że usługi regulacji wtórnej z niesymetrycznym pasmem regulacji do 2020 r. technicznie byłyby w stanie

świadczyć farmy wiatrowe o mocy co najmniej 4–4,5 GW (przy łącznej mocy zainstalowanej

na poziomie ok. 7000 MW). Z kolei pasmo regulacji mocy czynnej, przy wzięciu pod uwagę szacunków

dotyczących realnej mocy chwilowej wszystkich farm wiatrowych, które mogłyby uczestniczyć

w regulacji, oszacowano na ok. 2,5–2,8 GW. Wartość ta będzie zmienna w zależności od wietrzności.

Przy odpowiedniej architekturze sieci pewne działania regulacyjne mogą wręcz przejąć wiatraki.

PSE jeszcze w tym roku planują przystąpić do projektu, w ramach którego operator spróbuje włączyć

wybrane farmy wiatrowe w dostarczanie usługi systemowej, tzw. regulacji wtórnej. W uproszczeniu

oznacza to zmniejszanie dostarczanej przez wiatraki mocy w razie potrzeby. PSE zakładają,

że na początku 2019 r. spółka powinna określić już wszystkie standardy „regulatora centralnego” czyli

systemu sterowania pracą farm wiatrowych mogły świadczyć usługi systemowe. Dotychczas usługi

takie świadczą inni wytwórcy, ale operator deklaruje, że po kontaktach z inwestorami planuje

udostępnić taką możliwość również farmom wiatrowym11.

11 Sejm RP, 10 stycznia 2018 r. obrady Parlamentarnego Zespołu ds. Morskiej Energetyki Wiatrowej:

http://www.sejm.gov.pl/Sejm8.nsf/transmisje_arch.xsp?unid=FC4E574E2D7D6FFBC12581FA004DC8CD

Dostępne są również wnioski długoterminowych analiz systemowych, z których wynika,

że w przyszłości centralnie sterowane konwencjonalne źródła energii nie będą pokrywały

już zapotrzebowania wynikającego wprost z krzywej popytu. Będą natomiast uzupełniać w razie

potrzeby moc, dostarczaną przez niedysponowalne centralnie źródła odnawialne. Wyniki analiz

pozwalają wyciągnąć wniosek, że jedynym kierunkiem, który pozwoli na zaadoptowanie w systemie

dodatkowych źródeł odnawialnych, silnie uzależnionych od źródeł atmosferycznych, będzie wysoka

elastyczność źródeł centralnie dysponowanych12.

5. Potrzeba uwzględnienia w PRSP planowanych i zrealizowanych

inwestycji OSD

Szczególną wagę, uzasadniającą uwzględnienie rozbudowy sieci przesyłowej na potrzeby inwestycji

w OZE, ma fakt planowania lub zrealizowania przez wielu z operatorów sieci dystrybucyjnej (OSD)

rozbudowy swoich sieci na potrzeby instalacji zielonej energetyki, w tym także na potrzeby

przyłączania farm wiatrowych13.

Niniejsze inwestycje w dużej mierze realizowane i dofinansowane są w ramach Programu

Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko (POIŚ). W związku z tym niezbędne jest, by OSP uwzględnił

w swoich planach rozbudowy sieci możliwość odbioru energii z OZE przez planowaną lub już

wybudowaną infrastrukturę sieciową wszystkich OSD. W przeciwnym razie istnieje uzasadniona

obawa, że inwestycje te zostaną uznane za bezzasadne, implikując ryzyko konieczności zwrotu

wykorzystanych na ten cel środków wraz z odsetkami.

Należy zatem uznać, że koordynacja i ujednolicenie inwestycji i strategii rozbudowy OSP i OSD

na potrzeby rozproszonej energetyki odnawialnej jest kluczowe dla wykorzystania funduszy

infrastrukturalnych i jest pożądane nie tylko dla racjonalności ponoszenia kosztów inwestycyjnych

przez operatorów podmiotów, ale także z punktu widzenia interesu narodowego.

12 PSEW styczeń 2018 “Model miksu elektroenergetycznego do roku 2035 wraz z Analiza potencjalnych problemów bilansowania KSE z generacją wiatrową “ http://psew.pl/wp-content/uploads/2018/01/Ścieżki-dekarbonizacji.pdf 13 Źródło: PGE Dystrybucja https://pgedystrybucja.pl/O-Spolce/aktualnosci/Centrala/Lodzka-siec-przygotowuje-sie-na-przylaczenie-oze

6. Podsumowanie

Za konieczne do wprowadzenia w dokumencie uważamy:

1. uwzględnienie co najmniej mocy wydanych umów przyłączeniowych dla farm wiatrowych

na lądzie w zawansowanym stadium developmentu tzn. ważnymi pozwoleniami na budowę

(około 3 tys. MW),

2. uwzględnienie mocy wydanych umów przyłączeniowych dla farm wiatrowych na morzu

oraz projektów posiadających ważne decyzje lokalizacyjnych w strefie Bałtyku.

3. jeżeli PSE nie może zakładać (co jest dla nas niezrozumiałe) w analizie wystarczalności generacji

dla krajowego systemu elektroenergetycznego w latach 2018-2027 nowych źródeł z farm

wiatrowych na lądzie i morzu, które otrzymały warunki przyłączenia bądź umowy

przyłączeniowe – powinno być jasno napisane w dokumencie PRSP, że wszystkie te umowy

i zobowiązania PSE Operator będzie w stanie we wskazanych w umowach terminach

zrealizować niezależnie od ustaleń powyższego. Zapewni to zgodność z publiczną deklaracją

przedstawiciela PSE w trakcie prezentacji z dnia 10 stycznia 2018 r. w toku obrad

Parlamentarnego Zespołu ds. Morskiej Energetyki Wiatrowej14.

Ponadto proponuje się dodanie, w okresie 2018 – 2027, trzech dodatkowych zadań o tytułach:

• „Magazynowanie energii elektrycznej”

• „Rozwój rynku usług systemowych z wykorzystaniem możliwości OZE”,

• Ocena dyspozycyjności, kosztów bilansowania oraz rocznego czasu wykorzystania mocy

lądowych i morskich farm wiatrowych w perspektywie do roku 2030.

Jesteśmy przekonani, że wprowadzenie wskazanych powyżej zmian i uzupełnień jest nie tylko

niezbędne z powodów czysto technologicznych – wykorzystania aktualnie dostępnych rynkowo

i sprawdzonych technologii. Jest to także konieczne, aby umożliwić polskiemu przemysłowi

oraz gospodarstwom domowym maksymalny poziom bezpieczeństwa energetycznego w sposób

najlepszy dla systemu KSE i środowiska oraz optymalny ze względu na racjonalizację kosztów działań

założonych w dokumencie.

14 Sejm RP, 10 stycznia 2018 r. obrady Parlamentarnego Zespołu ds. Morskiej Energetyki Wiatrowej: http://www.sejm.gov.pl/Sejm8.nsf/transmisje_arch.xsp?unid=FC4E574E2D7D6FFBC12581FA004DC8CD