PROPOZYCJE WDROŻEŃODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII

NA OBSZARZE POLSKI

PROPOZYCJE WDROŻEŃODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII

NA OBSZARZE POLSKI

I KRAJOWA KONFERENCJA POD PATRONATEM MINISTRA GOSPODARKI

I KRAJOWA KONFERENCJA POD PATRONATEM MINISTRA GOSPODARKI

FUNDACJA INNOWACYJNEJ GOSPODARKIBiałystok 2012 r.

FUNDACJA INNOWACYJNEJ GOSPODARKI 

     

PROPOZYCJE WDROŻEŃ ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII 

NA OBSZARZE POLSKI    

I KRAJOWA KONFERENCJA POD PATRONATEM MINISTRA GOSPODARKI 

       

  

  

   

Ekspertyza finansowana ze środków Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego                                   w ramach Regionalnego Programu Operacyjnego Województwa Podlaskiego na lata 2007‐2013 

Redakcja opracowania:prof. Kazimierz Pieńkowski - Fundacja Innowacyjnej Gospodarki

przy współpracy Zespołu w składzie:

prof. nadzw. Piotr Banaszuk - Politechnika Białostockaprof. Dorota Chwieduk - Politechnika Warszawskaprof. Piotr Doerff er - Instytut Maszyn Przepływowych PAN w Gdańskudr inż. Andrzej Kamocki - Politechnika Białostockaprof. Jan Kiciński - Instytut Maszyn Przepływowych PAN w Gdańskumgr inż. Władysław Kruczek - Polski Bazalt S.A. Kraków, ul. Lublańska 34/319mgr Barbara Laskowska - Podlaska Izba Rolniczamgr inż. Ludwik Latocha - eGmina , infrastruktura, energetykaGrzegorz Leszczyński - Podlaska Izba Rolniczadr inż. Lech Magrel - Regionalna Dyrekcja Ochrony Środowiskadr inż. Danuta Miedzińska - Wojskowa Akademia Technicznaprof. Tadeusz Niezgoda - Wojskowa Akademia Technicznamgr inż. Anna Obermiler - Podlaska Izba Rolniczamgr Janusz Pilitowski - Ministerstwo Gospodarkiprof. Jan Popczyk - Politechnika Śląskadr inż. Marian Rubik - Politechnika Warszawskadr inż. Andrzej Schroeder - Elektrociepłownia Białystok S.A.dr inż. Grzegorz Sławiński - Wojskowa Akademia Technicznaprof. Andrzej Stachel - Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny

Recenzenci:prof. dr hab. inż. Jarosław Mikielewicz – Instytut Maszyn Przepływowych PAN w Gdańskuprof. dr hab. inż. Kazimierz Pieńkowski – Fundacja Innowacyjnej Gospodarki

Druk i oprawa:

Białystok, tel. 85 868 40 60druk@bialykruk.com

Wydawca:

Białystok, ul. Kleeberga 14Btel. 85 868 40 60

ISBN 978-83-62668-55-7

Spis treści

Janusz Pilitowski, Kazimierz PieńkowskiNowe mechanizmy i instrumenty wspierające pozyskiwanie energii ze źródeł odnawialnych . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Jan PopczykEnergetyka prosumencka . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Jan KicińskiUrządzenia i technologie małoskalowej ekoenergetyki. Przykłady Technologii i Urządzeń Energetyki Rozproszonej URE/OZE w skali małej i mikro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

Andrzej Schroeder Kierunki zmian legislacyjnych w odniesieniu do biomasy na cele energetyczne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

Barbara Laskowska, Anna Obermiler, Grzegorz Leszczyński Potencjał uzyskiwania biomasy w województwie Podlaskim . . . . . . . . . . 53

Lech MagrelPozyskiwanie biomasy z odpadów komunalnych . . . . . . . . . . . . . . . . 67

Ludwik LatochaProdukcja biogazu rolniczego oraz gazu wytlewnego (drzewnego) i ich wykorzystanie na przykładzie doświadczeń kilku krajów Unii Europejskiej . . 73

Dorota ChwiedukSłoneczne systemy grzewcze. Kolektory słoneczne . . . . . . . . . . . . . . . 87

Marian RubikPompy ciepła w systemach wykorzystania odnawialnych źródeł energii (OZE) na potrzeby sektora budownictwa energooszczędnego . . . . . . . . . . 93

Piotr DoerfferMałe wiatraki o pionowej osi obrotu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107

Dorota ChwiedukNowoczesne panele fotowoltaiczne . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119

Władysław KruczekWiodąca na rynku technologia fotowoltaiczna i wiatrowa . . . . . . . . . . . . 125

Aleksander A. StachelENERGIA GEOTERMALNA I GEOTERMICZNA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131

Piotr Banaszuk, Andrzej KamockiWpływ wykorzystania odnawialnych źródeł energii na środowisko . . . . . . . 153

Tadeusz Niezgoda, Danuta Miedzińska, Grzegorz SławińskiInnowacyjna metoda wydobycia gazu łupkowego opracowana przez pracowników Wydziału Mechanicznego WAT . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161

�

Janusz PilitowskiMinisterstwo Gospodarki

Kazimierz PieńkowskiFundacja Innowacyjnej Gospodarki

NOWE MECHANIZMY I INSTRUMENTY WSPIERAJĄCE POZYSKIWANIE ENERGII ZE ŹRÓDEŁ ODNAWIALNYCH

1. Regulacje organizacyjno-prawne

1.1. Wprowadzające

W celu zwiększenia możliwości pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych utworzono Departament Energii Odnawialnej w Ministerstwie Gospodarki.

W Departamencie opracowano projekt ustawy składający się z trzech części: • Ustawa o odnawialnych źródłach energii [1], • Uzasadnienie do projektu ustawy [2], • Ocena skutków regulacji [3]. Ustawa [1] określa: • Zasady wykonywania działalności w zakresie wytwarzania energii elektrycznej, ciepła

lub chłodu w mikroinstalacji, małej instalacji oraz wytwarzania biogazu rolniczego lub wytwarzania energii elektrycznej, ciepła lub chłodu z biogazu rolniczego;

• Zasady i warunki przyłączenia do sieci instalacji odnawialnego źródła energii; • Mechanizmy i instrumenty wspierające wytwarzanie odnawialnych źródeł energii; • Zasady dotyczące gwarancji pochodzenia dla energii elektrycznej wytworzonej w insta-

lacji odnawialnego źródła energii; • Zasady opracowania i realizacji krajowego planu działania oraz monitorowania rynku

energii odnawialnych; • Warunki i tryb akredytowania organizatorów szkoleń oraz certyfi kowania instalatora

małych instalacji i mikroinstalacji; • Zasady współpracy międzynarodowej w zakresie wspólnych projektów energetycznych

oraz współpracy międzynarodowej w zakresie odnawialnych źródeł energii. W uzasadnieniu do projektu ustawy [2] czytamy, m.in.: „Najważniejszym rodzajem OZE w Pol-

sce są bez wątpienia – biomasa, biogaz, energia słoneczna i energia wiatrowa na lądzie i morzu”.

Najważniejsze instytucje udzielające pomocy fi nansowej dla inwestorów instalacji OZE to Ministerstwo Gospodarki, Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, a także Bank Ochrony Środowiska oraz Ekofundusz.

1.2. Innowacje wynikające z projektu ustawy [1] o odnawialnych źródłach energii

Do najważniejszych elementów, które zostały zawarte w ustawie i które mogą wpłynąć na wzrost pozyskiwania odnawialnych źródeł energii należą [4]:

• zniesienie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w mikroźródłach; • wytwarzanie energii elektrycznej w mikroinstalacjach i przekazywanie określonej nad-

wyżki tej energii do zewnętrznych sieci średnich i najniższych napięć; • określenie wielkości współczynników korekcyjnych dla poszczególnych rodzajów insta-

lacji odnawialnych źródeł energii; • preferencje w przyłączaniu mikroźródeł; • wprowadzenie elastycznych i czytelnych zasad wsparcia w zakresie wytwarzania ener-

gii ze źródeł odnawialnych; • za przyłączanie mikroinstalacji nie będą pobierane opłaty.

2. Współczynniki korekcyjne proponowane w projekcie ustawy

Minister właściwy do spraw gospodarki, co trzy lata, będzie określał w drodze rozporządze-nia, wielkości współczynniki korekcyjnych dla instalacji odnawialnych źródeł energii w zależ-ności od rodzaju źródła i w zależności od zakresu mocy danego źródła.

Zostały opracowane pierwsze wielkości współczynników korekcyjnych na trzy lata począwszy od 2013 do 2017 roku, dla poszczególnych rodzajów i łącznej mocy zainstalowanych urządzeń odnawialnych źródeł energii wytwarzających energię elektryczną, ciepło lub paliwo gazowe. W tabeli 1 podano te wielkości [1] dla najbliższych pięciu lat.

Tabela 1. Wielkości współczynników korekcyjnych w zależności od rodzaju źródła i jego mocy.

Lp. Rodzaj OZE Zakres mocy Wielkość współczynnika korekcyjnego w latach

2013 2014 2015 2016 2017

1biogaz rolniczy lub biogaz rolniczy

wprowadzony do sieci dystryb. gazowej o łącznej produkcji biogazu do 2 mln m3

200 do 500 kW 1,500 1,500 1,775 1,450 1,425

2biogaz rolniczy lub biogaz rolniczy

wprowadzony do sieci dystryb. gazowej o łącznej produkcji biogazu od 2 do 4 mln m3

500 kW do 1 MW 1,450 1,450 1,425 1,400 1,375

3biogaz rolniczy lub biogaz rolniczy

wprowadzony do sieci dystryb. gazowej o łącznej produkcji biogazu > 4 mln m3

> 1 MW 1,400 1,400 1,375 1,350 1,325

4 biogaz pozyskany z surowców pochodzących ze składowisk odpadów > 200 kW 1,100 1,100 1,060 1,025 1,000

5 biogaz pozyskany z surowców pochodzących z oczyszczalni ścieków > 200 kW 0,750 0,750 0,725 0,700 0,625

6 biomasa lub układ hybrydowy < 10 MW 1,300 1,300 1,250 1,225 1,2007 biomasa lub układ hybrydowy > 10 MW 0,950 0,950 0,925 0,900 0,875

�

Lp. Rodzaj OZE Zakres mocy Wielkość współczynnika korekcyjnego w latach

2013 2014 2015 2016 2017

8 biomasa lub układ hybrydowy z wysokosprawnej kogeneracji < 10 MW 1,700 1,700 1,650 1,625 1,600

9 biomasa lub układ hybrydowy z wysokosprawnej kogeneracji > 10 MW 1,150 1,150 1,125 1,100 1,075

10 biomasa do spalania wielopaliwowego - 0,300 0,300 0,250 0,200 0,15011 biopłyny - 1,150 1,150 1,125 1,100 1,07512 energia promieniowania słonecznego > 100 kW 2,850 2,850 2,700 2,550 2,400

13 energia wiatru na lądzie 200 do 500 kW 1,200 1,200 1,175 1,150 1,125

14 energia wiatru na lądzie > 500 kW 0,900 0,900 0,875 0,850 0,82515 energia wiatru na morzu - 1,800 1,800 1,800 1,800 1,800

16 hydroenergia 75 kW do 1 MW 1,600 1,600 1,575 1,550 1,525

17 hydroenergia 1 do 5 kW 1,700 1,700 1,675 1,650 1,62518 hydroenergia 5 do 20 MW 2,000 2,000 1,975 1,950 1,92519 hydroenergia > 20 MW 2,300 2,300 2,250 2,200 2,150

20 energia geotermalna do wytwarzania energii elektrycznej - 1,200 1,200 1,200 1,200 1,200

3. System szkoleń i kwali�ikacji instalatorów odnawialnych źródeł energii

3.1. Warunki zdobywania wykształcenia i uprawnień

Wejście w życie ustawy o odnawialnych źródłach energii wiąże się z koniecznością wdro-żenia przepisów dyrektywy [5] dotyczących m.in. zbudowania systemu szkoleń i kwalifi kacji instalatorów odnawialnych źródeł energii. Z dyrektywy UE wynika obowiązek stasowania sys-temu certyfi kacji lub równoważnych systemów kwalifi kowania instalatorów małych kotłów i pieców na biomasę, systemów fotowoltaicznych i systemów ciepła słonecznego, płytkich sys-temów geotermalnych oraz pomp ciepła.

Obowiązujący w Polsce system kwalifi kowania instalatorów [6] nie odpowiada kryteriom określonym w dyrektywie UE [5]. W związku z tym potrzebne jest wprowadzenie procedur zgod-nych z dyrektywą w przedmiotowej regulacji. System certyfi kacji instalatorów wiąże z defi nicją mikroinstalacji i małych instalacji w poszczególnych rodzajach odnawialnych źródeł energii.

3.2. De�inicje mikroinstalacji i małych instalacji

Mikroinstalacja OZE jest instalacją o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej do 40 kW lub zainstalowanej łącznej mocy cieplnej lub chłodniczej do 70 kW.

Mała instalacja OZE jest instalacją o zainstalowanej łącznej mocy elektrycznej od 40 kW do 200 kW albo zainstalowanej łącznej mocy cieplnej lub chłodniczej od 70 kW do 300 kW.

W obu przypadkach z wyłączeniem instalacji służącej do wytwarzania biogazu rolniczego lub wytwarzania energii elektrycznej ciepła lub chłodu z biogazu rolniczego. W uzasadnieniu projektu ustawy [2] przyjęto, że instalatorem mikroinstalacji i małych instalacji może być osoba, która posiada certyfi kat.

3.3. Uzasadnienie certy�ikatu

Zgodnie z projektem ustawy, certyfi kat może otrzymać osoba, która: • posiada pełną zdolność do czynności prawnych; • posiada wykształcenie minimum zasadnicze zawodowe lub równoważne w zakresie urzą-

dzeń i instalacji: sanitarnych, energetycznych, grzewczych, chłodniczych lub elektrycznych; • poświadczone trzyletnie doświadczenie zawodowe w zakresie wyżej wymienionych

instalacji; • nie była skazana za przestępstwo umyślne przeciwko wiarygodności dokumentów, obro-

towi gospodarczemu oraz bezpieczeństwu powszechnemu; • ukończyła szkolenie instalatora mikroinstalacji oraz, • złożyła z wynikiem pozytywnym egzamin na instalatora mikroinstalacji, przed komisją

egzaminacyjną działającą przy Prezesie Urzędu Dozoru Technicznego, nie później niż w terminie 12 miesięcy od dnia ukończenia szkolenia.

4. Wartości taryf stałych

Ministerstwo Gospodarki poprzez wdrożenie projektu ustawy o odnawialnych źródłach ener-gii zwiększy bezpieczeństwo zaopatrzenia odbiorców w energię elektryczną. Realizacja przyję-tego projektu ustawy będzie promować działalność polegającą na samodzielnym wytwarzaniu energii elektrycznej w małych instalacjach.

W ocenie skutków regulacji [3] czytamy m.in.: „Rozproszone źródła energii o niewielkich mocach pozwalają w coraz większym stopniu zaspokajać potrzeby energetyczne odbiorców energii oraz zwiększać ich niezależność energetyczną. Dojrzałym rozwiązaniem stosowanym w krajach rozwiniętych jest przyjęcie taryf stałych, tj. gwarancji zakupu całości wytworzonej energii elektrycznej po stałej cenie w pewnym z góry ustalonym okresie np. 15 lat. System taryf stałych zapewnia potencjalnemu wytwórcy energii elektrycznej zwrot nakładów poniesionych na budowę nowego źródła w pewnym okresie czasu, po którym następuje wytwarzanie energii elektrycznej i przesyłanie jej do sieci na zasadach komercyjnych lub wytwarzanie energii elek-trycznej na własny użytek”.

Ustalając wysokości poszczególnych taryf autorzy projektu ustawy dokonali pewnych zało-żeń i uproszczeń ekonomicznych w celu zachowania porównywalności wszystkich rodzajów źródeł. Uwzględnili te założenia obliczyli pierwsze wartości taryf stałych. Wartości te podano w tabeli 2.

Tabela 2. Taryfy stałe typu Feed-In dla różnych rodzajów OZE [3]

Lp Technologia Taryfa [zł/kWh]

1 biogaz rolniczy < 50 kW 0, 702 biogaz rolniczy 50 – 200 kW 0, 653 biogaz składowiskowy 0, 554 biogaz z oczyszczalni 0, 455 fotowoltaika < 100 kW 1, 106 wiatr < 200 kW 0, 657 hydroenergia < 75 kW 0, 70

�

5. Zasadność rozwoju pozyskiwania odnawialnych źródeł energii

Tworzenie nowych mikroinstalacji i małych instalacji do pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych jest użyteczną działalnością gospodarczą z następujących powodów:

• Zapotrzebowanie na energie elektryczną ciągle rośnie, • Pozyskiwanie energii z odnawialnych źródeł nie degraduje środowiska i pozwala na pro-

wadzenie zrównoważonego rozwoju poszczególnych regionów kraju, • Pozwala tworzyć autonomiczne rejony energetyczne• Zmniejsza straty przesyłu energii. • Działalność ta daje zatrudnienie wielu kwalifi kowanym ludziom poszukującym pracy. Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii wprowadza elastyczne i czytelne zasady

wspierania produkcji zielonej energii z mikroelektrowni. Rozwiązania takie stosują już inne kraje, np.: Dania, Niemcy, Austria, Szwecja, Wielka Brytania i inne.

W Wielkiej Brytanii, która podobny system wprowadziła w 2010 roku, już po dwóch latach powstało około 200 tysięcy mikroinstalacji wytwarzających 600 MW mocy. Docelowo Anglicy planują rozwinąć liczbę mikroinstalacji do 2 milionów i uzyskać kilka tysięcy megawatów mocy.

W Polsce mamy możliwość pójść podobną drogą. Pomoże nam w tym działaniu przygoto-wana ustawa o odnawialnych źródłach energii, która przewiduje prawo do sprzedaży nadwyżki energii wytworzonej z odnawialnych źródeł energii w mikroinstalacjach bez konieczności pro-wadzenia działalności gospodarczej (zniesienie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej w mikroźródłach – zob. p. 1.2).

Innowacyjność I Krajowej Konferencji p. t.: ”Propozycje wdrożeń odnawialnych źródeł energii na obszarze Polski” polega na:

• Wyborze rodzajów odnawialnych źródeł energii zgodnie z postulowanymi w projekcie ustawy [1, 2, 3];

• Na konferencję, obok referatów, autorzy przygotowali propozycje maszyn i urządzeń za pomocą których można pozyskiwać odnawialne źródła energii.

LITERATURA[1] Projekt ustawy o odnawialnych źródłach energii (Projekt z dnia 26.07.2012 r.), [2] Uzasadnienie do projektu o odnawialnych źródłach energii (Projekt z dnia 26.07.2012 r.), [3] Ocena skutków regulacji (OSR) (Projekt z dnia 26.07.2012 r.), [4] Pieńkowski C. A. : Nowe zasady wsparcia w zakresie pozyskiwania energii ze źródeł odnawialnych, COW

nr 10 z 2012r, [5] Dyrektywa 2009/28/WE dotycząca m.in. zbudowania systemu szkoleń i kwalifi kacji instalatorów OZE, [6] Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dn. 28 kwietnia 2003r. w sprawie szcze-

gółowych zasad stwierdzenia posiadania kwalifi kacji przez osoby zajmujące się eksploatacją urządzeń, instalacji i sieci (Dz. U. Nr 89, poz. 828 z późn. zmianami).

��

Jan PopczykPolitechnika Śląska

ENERGETYKA PROSUMENCKA

1. Jedno pytanie główne, pięć pomocniczych i jedno retoryczne – zamiast wstępu.

Pytanie główne jest następujące: dlaczego w sytuacji, która nie wymaga już politycznej wyobraźni, a tylko elementarnej wiedzy, Polska pozwala kolonizować swoją energetykę przez globalne fi rmy „doradcze” (konsultingowe), nie tworzy natomiast własnych strategicznych kom-petencji w tym obszarze.

Trzy pierwsze pytania szczegółowe, ale nie mniej ważne niż główne, są następujące. Jaki Polska ma interes w wyprowadzeniu za granicę do 2030 roku dominującej części ze 150 mld PLN potrzebnych na budowę 2 elektrowni jądrowych z 2 blokami 1600 MW każda? Drugie pytanie: jaki Polska ma interes w wyprowadzeniu za granicę do 2020 roku bardzo dużej czę-ści (ponad połowy) z 80 mld PLN potrzebnych na budowę bloków węglowych o mocy 10 GW, w powiększaniu za ich pomocą do 2060 roku już obecnie bardzo niekorzystnego salda import--eksport węgla (przewaga importu w 2011 roku wyniosła ponad 10 mln ton), a także w zasilaniu budżetu unijnego po 2020 roku opłatami za coraz droższe (o to „zadba” Komisja Europejska) uprawnienia do emisji CO2. Trzecie pytanie: jaki Polska ma interes, aby dofi nansowywać elek-troenergetykę WEK1 za pomocą współspalania (w 2011 roku nie mniej niż 2 mld PLN), a także dopłat do zamortyzowanych wielkich elektrowni wodnych (w 2011 roku nie mniej niż 1 mld PLN), i petryfi kować tę elektroenergetykę za pomocą derogacji (fakt, że elektroenergetyka jest benefi cjentem dominującej część darmowych uprawnień do emisji przyznanych Polsce do 2019 roku, które łącznie wynoszą w całym okresie około 405 mln ton, ma bardzo poważne konse-kwencje, mianowicie osłabia mechanizmy proefektywnościowe)?

Dwa następne pytania szczegółowe (mogłoby ich być więcej) mają inny charakter, w porów-naniu z pierwszymi trzema, w szczególności „wychodzą” na całą energetykę (konwergencja energetyki, czyli zacieranie granic między sektorami energetycznymi jest najistotniejszą cechą energetyki prosumenckiej). Czwarte pytanie: jaki Polska ma interes w budowaniu presji na kre-owanie najbardziej energochłonnego dochodu narodowego w UE. Polska energochłonność PKB kształtuje się na poziomie 1,8 MWh (energii pierwotnej) na tys. € i jest wyższa o około 30%

1 WEK – wielkoskalowa energetyka korporacyjna (obejmująca cały tradycyjny kompleks paliwowo-energetyczny, w szczególności kopalnie, rafi nerie, elektrownie i sieciowe systemy przesyłowe). URE – urządzenia rozproszonej energetyki (na wszystkich trzech rynkach końcowych: energii elektrycznej, ciepła, transportu), w tym smart EV (electric vehicle).

��

od niemieckiej. Prognozy demografi czne dla Polski i Niemiec są podobne – najbardziej nieko-rzystne w Europie, mówiące o spadku liczy ludności do 2050 roku o 15%. Problem polega jed-nak na tym, że niemiecka strategia energetyczna/gospodarcza mówi o redukcji rynku energii pierwotnej o 50% do 2050 roku. W Polsce dominują natomiast korporacyjne polityki „dyna-micznego” wzrostu rynków energetycznych). Piąte pytanie: jaki Polska ma interes w podtrzy-mywaniu najbardziej nieefektywnego systemu wsparcia OZE w Europie? Chodzi o to, że za 15 mld PLN wsparcia, które pochłonął system zielonych certyfi katów od 2005 roku nie została wykreowana żadna polska specjalność technologiczna w obszarze OZE (oprócz wykorzystania tych pieniędzy na fi nansowanie szkodliwego współspalanie i na dopłaty do zamortyzowanych wielkich elektrowni wodnych, o czym była mowa, zostały one przejęte przez zagranicznych dostawców wielkich turbin wiatrowych).

Pytanie retoryczne jest następujące: czy korporacja energetyczna (pytanie dotyczy także innych korporacji) jest wolna od syndromu korporacji TEPCO w Japonii, a jeszcze bardziej drastycznie postawione – od syndromu korporacji piłkarskiej PZPN w Polsce? Dlaczego Pol-ska zmarnowała reformę liberalizacyjną elektroenergetyki z lat 1990÷1995, wpisaną w zmiany ustrojowe. Gdy w dodatku Niemcy realizują konsekwentnie reformę rozpoczętą 8 lat później niż Polska (w 1998 roku weszła w życie ustawa liberalizująca niemiecki rynek energii elektrycznej) i osiągnęły już roczną produkcję energii elektrycznej w źródłach odnawialnych (farmy wiatrowe, biogazownie, fotowoltaika, małe elektrownie wodne) przekraczającą 120 TWh) .

Oczywiście, niemieckie zapotrzebowanie na energię elektryczną jest czterokrotnie większe od polskiego, ale to i tak oznacza, że Niemcy osiągając w ostatnich 15 latach ponad 20-procen-towy udział energii elektrycznej ze źródeł OZE oddaliły się od Polski o „epokę”. Mianowicie, w Polsce procentowy udział energii elektrycznej ze źródeł OZE – z porównywalnych technolo-gii (a praktycznie z farm wiatrowych, bo przecież mamy tylko śladowy udział źródeł fotowol-taicznych i biogazowych oraz małych elektrowni wodnych) – jest dziesięciokrotnie mniejszy. Spektakularne wyniki w produkcji energii elektrycznej w źródłach odnawialnych pociągnęły za sobą jeszcze bardziej spektakularne wyniki w redukcji emisji CO2. Mianowicie, Niemcy, któ-rych roczna emisja CO2, jako baza celu emisyjnego, wynosiła około 0,6 mld ton przekroczyły już swój cel redukcyjny, wynoszący 120 mln ton.

2. Potrzeba drugiej proefektywnościowej reformy elektroenergetyki

Pierwsza taka reforma była częścią zmian ustrojowych zapoczątkowanych w 1989 roku. Jej istotą była decentralizacja i liberalizacja oraz wykorzystanie zasady TPA do wdrożenia konkurencji na rynku energii elektrycznej. Odwrót od założeń pierwszej reformy, czyli konsolidacja zapoczątkowana utwo-rzeniem PKE w 2000 roku, doprowadzona w latach 2006÷2009 do zwyrodniałej postaci, wyelimi-nowała zdolności dostosowawcze elektroenergetyki do niezbędnych zmian (pewien wyjątek stanowi Grupa Energa), a konkurencja przybrała wyłącznie fasadowy charakter. W rezultacie dalsze procesy w elektroenergetyce, destrukcyjne, będą miały wiele wspólnego ze zjawiskami, które występowały w innych obszarach gospodarki. Wybrane przykłady, z charakterystycznymi „przełomami”, od nie-efektywności do przegranych tych, którzy z nieefektywności nie potrafi ą się wyzwolić, są następujące.

1. Budownictwo wielkopłytowe, dominujące do połowy lat 1970. w Europie Zachodniej, a w Polsce do końca lat 1980. przegrało w latach 1990. z budownictwem deweloper-skim i indywidualnym konwencjonalnym oraz lekkim. Współcześnie rozpoczyna się etap budownictwa pasywnego (budynki nowe oraz termomodernizacja budynków istniejących z wykorzystaniem technologii domu pasywnego).

��

2. PGR przegrały na początku lat 1990. z powodu szokowej terapii rynkowej. Mianowi-cie, rząd nie stworzył warunków prawnych do restrukturyzacji PGR-ów (nie dostały one w ogóle czasu na restrukturyzację). Trzeba podkreślić jednak, ze brak rządowej strate-gii zrównoważonej restrukturyzacji rolnictwa, obejmującej PGR, rolnictwo prywatne średnio-towarowe i rolnictwo socjalne nie spowodował jednak utraty bezpieczeństwa żywnościowego, spowodował natomiast ogromne koszty (likwidacja PGR-ów). Trzeba także podkreślić, że w okresie przedakcesyjnym (od 1999 roku) rolnictwo musiało zre-alizować wielki program restrukturyzacyjny za pieniądze, które sumarycznie były wie-lokrotnie mniejsze od rocznych pieniędzy przeznaczanych na wsparcie celu dotyczącego OZE, w części realizowanej przez energetykę WEK (Program SAPARD, przeznaczony na dostosowanie polskiego rolnictwa do Wspólnej Polityki Rolnej, funkcjonujący w latach 1999÷2006, miał roczne fi nansowanie poniżej 200 mln. €).

3. Górnictwo węgla kamiennego przegrywa na świecie historyczną konfrontację z ropą naftową, gazem ziemnym i przede wszystkim z wymaganiami ochrony środowiska oraz z efektywnością energetyczną. W Polsce przegrywa górnictwo korporacyjne, to które nie poddaje się, albo poddaje się bardzo wolno restrukturyzacji (likwidacja Zagłębia Wał-brzyskiego w latach 1990. i bardzo trudna sytuacja górnictwa w konurbacji górnoślą-skiej – spółki KHW i KW – najtrudniej poddającego się restrukturyzacji; lepsza sytuacja Jastrzębskiego Zagłębia Węglowego – JSW; najlepsza sytuacja Lubelskiego Zagłębia Węglowego – LWB, najbardziej rynkowego).

4. Transport kolejowy funkcjonujący w Polsce w formule skonsolidowanego przedsiębior-stwa państwowego (całkowity monopol) aż do końca 2000 przegrywał, mimo bardzo dra-matycznej restrukturyzacji zatrudnienia (1990 – 340 tys. osób, 2001 – 150 tys.) systema-tycznie z transportem drogowym (rozwijającym się pod wpływem konkurencji). Utrzy-mująca się korporacyjna kultura transportu kolejowego, upolitycznienie i brak postępu w prywatyzacji oraz wynikający stąd brak restrukturyzacji technologicznej czynią z tego transportu, w przeszłości kluczowego, najbardziej przegrany obszar gospodarki.

5. Hutnictwo państwowe, mimo konsolidacji i restrukturyzacji zatrudnienia (Huta Lenina miała maksymalne zatrudnienie w swojej historii około 40 tys. osób, Huta Katowice około 25 tys. osób, a utworzone w 2002 roku Polskie Huty Stali (Huty: Sendzimira, Kato-wice, Florian i Cedler), kiedy były prywatyzowane w 2003 roku zatrudniały 17 tys. osób) funkcjonowało po 1989 roku stale na granicy upadłości. Sytuację unormowała dopiero prywatyzacja w 2005 roku (przejęcie przez Mittal Steel), dostęp do globalnego kapitału inwestycyjnego i do globalnych rynków zbytu oraz restrukturyzacja technologiczna.

6. Podstawy przebudowy telekomunikacji, której rozwój rozpoczął się praktycznie rów-nocześnie z rozwojem elektroenergetyki, miały miejsce w latach 1980. i były związane z likwidacją amerykańskiego monopolu narodowego zrealizowaną drogą regulacyjną, poprzez podział przedsiębiorstwa AT&T. Efektem deregulacji i wynikającej z niej kon-kurencji było gwałtowne przyspieszenie technologiczne w latach 1990. obejmujące inter-net i telefonię komórkową. Przypadło ono na okres zmian ustrojowych w Polsce, która skutecznie wykorzystała rentę swojego zapóźnienia i stała się benefi cjentem światowej przebudowy telekomunikacji obejmującej deregulację i przyspieszenie technologiczne.

7. Elektroenergetyka radykalnie zrestrukturyzowana w latach 1990÷1995 (segmentacja na wytwa-rzanie, przesył i dystrybucję; odłączenie KSE od Systemu Pokój, włączenie do systemu UCPTE/UCTE; przygotowanie infrastruktury pomiarowej pod obrót hurtowy i pod wdrożenie zasady TPA) przeszła w drugiej połowie lat 1990. proces konsolidacji fi nansowania inwestycji wytwórczych za pomocą KDT (do poziomu około 80% całego rynku wytwórczego). Był to początek odwrotu od reformy rynkowej. Ukoronowaniem tego odwrotu była konsolidacja organizacyjna w ostat-

��

niej dekadzie. Skutkiem jest niezdolność elektroenergetyki WEK do uczestnictwa w globalnym poligonie innowacyjności strukturalnej w energetyce wykreowanym przez kryzys w USA (2007-2009) i w UE (2010-2011) oraz chińską ofensywę technologiczną (2011).

Wszystkie przedstawione doświadczenia są ważne z punktu widzenia podejścia do niezbędnej przebudowy energetyki. Szczególne znaczenie mają jednak biegunowo różne doświadczenia w obsza-rze transportu kolejowego (traumatyczne) i w obszarze telekomunikacji (progresywne). Różnice są na pewno uwarunkowane względami technologicznymi, ale również wieloma innymi czynnikami, obciążającymi transport kolejowy (p. 4). Elektroenergetyka niestety kroczy, z kilkunastoletnim prze-sunięciem w czasie, ścieżką transportu kolejowego.

2.1. Energochłonność dochodu narodowego (gospodarki państwa)

Ponad 20 lat nowego ustroju gospodarczego przyniosło Polsce wielkie rezultaty w tych obszarach, gdzie nastąpiła restrukturyzacja i wykreowana została konkurencja. Przedstawione powyżej w sposób opisowy problemy restrukturyzacyjne najbardziej nieefektywnych sektorów gospodarczych wskazują jednak skalę trudności, które wystąpią przy przebudowie polskiej ener-getyki WEK (całej) w kierunku energetyki prosumenckiej. Z drugiej strony bez rozwoju tej ener-getyki nie da się przełamać bariery nieefektywności energetycznej polskiej gospodarki, która jest spuścizną po RWPG (Rada Wzajemnej Pomocy Gospodarczej). Podobnie jak nie byłoby sukcesów polskiej gospodarki bez rynku, prywatyzacji, bez małych i średnich przedsiębiorstw.

Podkreśla się, że badanie skutków nadmiernej energochłonności gospodarki było w prze-szłości w Polsce przedmiotem znacznie bardziej zaawansowanych badań, niż to jest obecnie. Ogólne równanie różniczkowe opisujące zależność PKB (zmienna niezależna, objaśniająca, jesz-cze inaczej egzogeniczna) i zużycie energii pierwotnej przez całą gospodarkę (zmienna zależna, objaśniana, endogeniczna) ma postać2:

dt

dPKBPKBdt

dEE

p

p

11 (1)

gdzie: t – czas; α – krańcowa elastyczność dochodu narodowego (współczynnik propor-cjonalności), wartość α > 0; β – współczynnik postępu techniczno-organizacyjnego. Ujemna wartość współczynnika β oznacza zmniejszanie się zużycia energii pierwotnej w czasie – jest to fundamentalny warunek rozwoju gospodarki. Dodatnia wartość współczynnika β oznacza zwiększanie się zużycia energii pierwotnej w czasie – jest to zarazem fundamentalna przesłanka przyszłej katastrofy gospodarczej.

Rozwiązanie równania (1) umożliwia proste analizy praktyczne i weryfi kację tezy dotyczą-cej współczynnika β. Rozwiązanie to ma postać wzoru:

tp ePKBcE (2)

gdzie: c – stała równania; α > 1. Równanie (2) było przedmiotem bardzo ciekawych badań nad ścieżką rozwojową Polski w latach 1950÷19873. Wnioski wypływające z tych badań i skon-frontowanie z nimi współczesnej praktyki działania przedsiębiorstw korporacyjnych, zwłasz-

2 Zależność Cobba-Douglasa (Szukalski S. Wzrost gospodarczy a zużycie energii pierwotnej. Gospodarka Paliwami i Energią. 1990/2).

3 Sala A. Zmniejszanie energochłonności. Międzyresortowe Centrum Naukowe Eksploatacji Majątku Trwałego. Radom 1993.

��

cza elektroenergetycznych, dają podstawę do zidentyfi kowania podobnych zagrożeń jak obecne (ryzyko spowolnienia wzrostu PKB ze względu na wysoką energochłonność gospodarki).

2.2. Technologiczna przebudowa energetyki na świecie jest już faktem

W Niemczech w dzień wietrzny produkuje się półtora razy więcej energii elektrycznej w elek-trowniach wiatrowych niż Polsce jest potrzebne w tym czasie. W dzień słoneczny podobnie, ale w źródłach fotowoltaicznych. A w dzień, kiedy wiatr wieje słabo i słońce słabo świeci, produk-cja „pod sznurek” w agregatach kogeneracyjnych zasilanych biogazem z biogazowni – i dodat-kowo jeszcze w małych elektrowniach wodnych – jest taka, że łączna ilość energii elektrycznej ze źródeł OZE znowu jest większa od polskiego dobowego zapotrzebowania.

Dzięki dotychczasowym wynikom Niemcy mogły przyjąć radykalną strategię na okres do 2050 roku, zgodnie z którą zmniejszą w tym czasie swój rynek energii elektrycznej o 25%, a rynek energii pierwotnej z paliw kopalnych o 50%. To oznacza, po unormowaniu – polegają-cym na uwzględnieniu zmniejszenia liczy ludności o 15% – że roczne zużycie jednostkowe ener-gii elektrycznej zmniejszy się z obecnych 7 MWh/osobę do 6 MWh/osobę, a energii pierwotnej z 43 MWh/osobę do 26 MWh/osobę. W takiej sytuacji trudno oczekiwać, że Niemcy poczekają z dalszą przebudową energetyki, aby Polska mogła, bez wysiłku, je dogonić.

W Polsce roczne zużycie wynosi obecnie odpowiednio: 3,5 MWh/osobę i 30 MWh/osobę, przy 3, 5-krotnie niższym PKB na osobę w stosunku do niemieckiego. Gdyby zatem unormować zużycie na osobę w 2050 roku, to przy obecnych (niezmienionych) rynkach energii elektrycz-nej i energii pierwotnej na osobę i przy zmniejszeniu ludności o 15% zużycie to wynosiłoby: 4 MWh/osobę w wypadku energii elektrycznej i 35 MWh/osobę w wypadku energii pierwotnej. Zatem zużycie energii elektrycznej na osobę byłoby tylko o 33% mniejsze od niemieckiego, a zużycie energii pierwotnej aż o 35%% większe.

Oczywiście, w tym miejscu trzeba podkreślić, że polski system wsparcia energetyki odna-wialnej jest najbardziej marnotrawny w Europie. Mimo, że system ten pożera obecnie nie mniej niż 6 mld PLN rocznie (około 80% dopłacają odbiorcy z tytułu „zielonych” certyfi katów, nato-miast 20% stanowią najróżniejsze programy wsparcia fi nansowane ze środków publicznych), to Polska praktycznie jeszcze nic nie zrobiła dla rozwoju rozproszonej energetyki prosumenckiej.

Znakiem prawdziwie wielkiego opóźnienia Polski, i zagrożenia dla polskiej gospodarki zwią-zanego z tą sytuacją, są pojawiające się już oferty z unijnego rynku energii elektrycznej (mamy przecież taki jednolity rynek) dotyczące sprzedaży energii elektrycznej zielonej (w 100% zie-lonej) po cenach polskiej energii czarnej.

Aby uniknąć dalszej petryfi kacji (kosztów petryfi kacji) polskiej elektroenergetyki i zapewnić efektywność jej transformacji w perspektywie 2050 trzeba, uwzględniając zaistniałą bardzo trudną sytuację, zdefi niować technologie pomostowe, rozwojowe i ubezpieczające. W warunkach rynko-wych i transformacji energetyki od WEK do OZE/URE zdefi niowanie tych technologii jest znacznie ważniejsze (i efektywniejsze z punktu widzenia praktycznych działań) niż ustanawianie rządowej polityki energetycznej, która nigdy dotychczas nie dała zadowalających rezultatów (nigdy też nie była konsekwentnie realizowana). Poniżej proponuje się, jako właściwe dla Polski, trzy grupy tech-nologii: technologie rozwojowe (prosumenckie), pomostowe (węglowe) i ubezpieczające (gazowe). Technologie jądrowe uznaje się jako całkowicie niewłaściwe dla potrzeb 21. wieku.

1. Technologie rozwojowe. Są to technologie proefektywnościowe oraz technologie OZE/URE. Przede wszystkim takie, jak: dom plus-energetyczny z infrastrukturą smart grid mikro („oddolnym”, a nie „odgórnym”), transport elektryczny, całe rolnictwo energe-tyczne i inne. Są one właściwe dla prosumentów.

�

2. Technologie pomostowe. Są to technologie wytwórcze WEK w elektroenergetyce, rafi nerie, kopalnie, sieciowe systemy przesyłowe – elektroenergetyczny i gazowy. W elektroenerge-tyce są to przede wszystkim technologie węglowe (dla tych technologii charakterystyczny jest brak przesłanek odnośnie możliwości sfi nansowania nowych bloków; istnieje nato-miast potencjał modernizacji istniejącej energetyki węglowej i potencjał ten trzeba wyko-rzystać). Technologie pomostowe są właściwe dla korporacji i dla (biernych) odbiorców.

3. Technologie ubezpieczające. Są to technologie gazowe (na gaz ziemny, LPG, a z dużym prawdopodobieństwem także gaz łupkowy). Podkreśla się, że technologie gazowe będą w przyszłości praktycznie technologiami rozproszonymi (jeden segment) oraz technologiami dostosowanymi do potrzeb odbiorców przemysłowych (drugi segment); udział technologii gazowych WEK będzie drastycznie malał ze względów fundamentalnych, mianowicie z powodu wyższej efektywności przesyłu/transportu i magazynowania paliw gazowych, w porównaniu z przesyłem i magazynowaniem energii elektrycznej.

4. Energetyka jądrowa. Brak jest możliwości realizacji programu przyjętego w Polityce energetycznej Polski do 2030 roku. Powody są następujące: 1º – jest to energetyka para-militarna i nie nadaje się do społeczeństwa informacyjnego (z coraz większym zakresem demokracji bezpośredniej), 2º – utraciła ona podstawy fi nansowania, bo cechuje się ryzy-kiem, które jest nieakceptowalne dla rynków fi nansowych tracących gwałtownie zaufa-nie społeczeństwa informacyjnego, 3º – wprowadza ryzyko (na razie zupełnie nieziden-tyfi kowane) dla KSE w obszarze stabilności dynamicznej, 4º – nie mieści się „mocowo” w dolinie nocnej KSE, w której już są ograniczane bloki węglowe o najwyższej sprawno-ści (Pątnów II, Łagisza, Bełchatów II), 5º – nie mieści się na rynku energii elektrycznej charakterystycznym dla KSE, dla którego absolutnie nie ma przesłanek wzrostu ponad 190 TWh w 2050 roku, 6º – właściwości bloków jądrowych (stałe obciążenie) utrudniają ich współpracę ze źródłami wiatrowymi i słonecznymi.

3. Konfrontacja inwestycji w bloki/elektrownie WEK i w konkurencyjne technologie energetyczne 21. wieku

Jeśli Polsce grozi defi cyt mocy wytwórczych na rynku energii elektrycznej (praktycznie ofi cjalnie zapowiadany przez Urząd Regulacji Energetyki już na 2016 rok, to sprawą niekwe-stionowaną jest konieczność rozpatrywania przyszłości polskiej elektroenergetyki (energetyki w całości) w kontekście inwestycji. Ale taka sama sytuacja dotyczy świata cierpiącego niedo-statek energii elektrycznej, w szczególności całego świata poza OECD.

Dlatego punktem wyjścia, który się tu przyjmuje do antycypowania rozwoju sytuacji, są bardzo grube, ale szokujące szacunki przedstawione w tabeli. Dotyczą one nakładów inwesty-cyjnych dla dziewięciu charakterystycznych technologii, uwzględniających źródła wytwórcze i niezbędną rozbudowę sieci w Polsce (oczywiście, w krajach cierpiących niedostatek energii elektrycznej, gdzie nie istnieją rozwinięte SEE i nakłady na sieci muszą być w przypadku tech-nologii WEK bardzo wysokie, przewaga źródeł OZE/URE jest jeszcze większa niż w Polsce).

W tabeli nie dokonano oszacowania cen energii elektrycznej z poszczególnych technolo-gii ze względu na zbyt duże ryzyko, nieporównanie większe od ryzyka oszacowania nakładów inwestycyjnych. Mianowicie, ryzyko szacowania cen energii elektrycznej jest związane z okre-sem, w którym ceny te muszą być szacowane. Jest to 80 lat, bo taki jest okres „wyjścia” z biz-nesu w postaci energetyki jądrowej, którą trzeba dopiero zbudować. A w obecnej sytuacji, po katastrofi e w elektrowni Fukushima, będzie to trwało nie krócej niż 15 lat (w Polsce i w więk-

��

szości krajów Południa, gdzie nie ma jeszcze w ogóle elektrowni jądrowych i trzeba budować infrastrukturę od podstaw, jeszcze dłużej).

3.1. Perspektywy energetyki prosumenckiej widziane przez pryzmat cen energii elektrycznej

Mimo, że tabela nie zawiera oszacowania cen energii elektrycznej, przesądza ona o per-spektywach energetyki WEK i OZE/URE na korzyść tej drugiej. Tę tezę potwierdza następu-jące uproszczone skonfrontowanie cen energii elektrycznej w energetyce prosumenckiej (OZE/URE) i WEK. Rozpatrzmy układ hybrydowy taki jak w tabeli: mikrowiatrak 5 kW (cena 900 €/kW) + ogniwo PV 5 kW (cena 1100 €/kW), z baterią akumulatorów i przekształtnikiem; czas pracy układu hybrydowego – około 25 lat. Produkcja energii elektrycznej w okresie całego życia układu wynosi około 275 MWh. Nakłady inwestycyjne prosumenta związane z mikrowiatrakiem i ogniwami PV oszacowano na 42 tys. PLN. Łącznie z przekształtnikami i bateriami akumula-torów nakłady te są dwukrotnie wyższe, czyli wynoszą 84 tys. PLN. Zatem cena jednostkowa (stała) energii elektrycznej wynosi, w perspektywie prosumenta, 305 zł/MWh, w porównaniu z ceną ponad 600 PLN/MWh (z VAT-em, w przypadku taryfy C) od dostawcy z urzędu.

Tabela 1. Porównanie technologii, równoważnych w aspekcie rocznej produkcji energii elektrycznej wynoszącej 11 TWh

Lp. Technologia Moc

Nakłady inwesty-cyjne [€]

Czas do efektuz pojedynczego

projektu

łączne jednostkowe

Technologie WEK – przedsiębiorstwa korporacyjne

1 Pojedynczy blok jądrowy, po Fukushimie 1,6 GW 11 mld 11 mld 15 lat

2 2 bloki węglowe, z instalacjami CCS 1,7 GW > 8 mld > 4 mld Technologia dostępna nie wcześniej niż za 20 lat

3 2 bloki węglowe nadkrytyczne 2 GW 3,6 mld 1,8 mldRealizacja możliwa przed

2020; po 2020 pełna opłata za emisję CO2

Farmy wiatrowe – niezależni wytwórcy (ewentualnie przedsiębiorstwa korporacyjne)

4 40 farm wiatrowych, po 50 turbin o mocy 2,5 MW każda 5 GW 10 mld 250 mln 2 lata

Technologie gazowe 1energetyka przemysłowa, w tym przemysł/biznes ICT (fabryki ICT, data centers)

5 160 bloków combi, na gaz ziemny, 10 MW każdy 1,6 GW 1 mld 6,5 mln 1 rok

Technologie gazowe 2samorządy, małe i średnie przedsiębiorstwa, spółdzielnie/wspólnoty mieszkaniowe, deweloperzy

6 16 tys. źródeł trójgeneracyjnych, na gaz ziemny, 100 kWel każde 1,6 GW 4 mld 250 tys. 1 rok

Technologie OZE/URE – energetyka prosumencka

7 160 tys. mikrobiogazowni, 10 kWel każda1,6 GW 5,6 mld 35 tys. 6 miesięcy

8 1 mln układów hybrydowych MOA, 5 kW (M) + 5 kW (O) każdy (5+5) GW 10 mld 10 tys. 6 miesięcy

9 2,5 mln instalacji fotowoltaicznych, 4,5 kW każda 11 GW 12 mld 5 tys. 3 miesiące

(opracowanie własne)

�

Ponadto przewaga energetyki OZE/URE wynika z wielkiego potencjału redukcji jednostko-wych nakładów inwestycyjnych: redukcji cen technologii słonecznych (zwłaszcza hybrydowej, czyli zintegrowanych ze sobą: ogniwa fotowoltaicznego i kolektora słonecznego), technologii z obszaru rolnictwa energetycznego, a także mikrowiatrowych, geotermalnych w postaci pompy ciepła, i innych. Trzeba jednak podkreślić także wagę co najmniej trzech innych powodów.

Po pierwsze, jest to adekwatność technologii OZE, szczególnie OZE/URE, do potrzeb nowego układu globalnych interesów: bogatej Północy i biednego Południa. W tym wypadku podkreśla się jeden szczególny aspekt, wynikający z fundamentalnych właściwości energetyki WEK i OZE/URE. Technologie WEK generalnie nie są odpowiednie dla Południa (są zbyt skom-plikowane), dlatego bogata Północ nie może eksportować dóbr inwestycyjnych dla energetyki WEK w ten region świata.

Po drugie, biedne Południe nie może mieć z energetyki WEK, fundamentalnie rzecz trak-tując, tańszej energii elektrycznej niż bogata Północ (z uwagi na to, że istnieją globalne rynki dóbr inwestycyjnych dla energetyki WEK i globalne rynki paliw kopalnych). Energia elektryczna z energetyki OZE/URE może natomiast być fundamentalnie na biednym Południu znacznie tań-sza niż na bogatej Północy (na przykład za przyczyną różnic energii promieniowania słonecznego i dostępności biomasy). Czyli rozwój energetyki OZE/URE na biednym Południu daje bogatej Północy rynki zbytu i dostęp do taniej energii elektrycznej potrzebnej w projektach inwestycyj-nych poza energetyką (od przetwórstwa rolno-spożywczego do hutnictwa).

Po trzecie, jest to profi l ryzyka. Ten powód będzie działał w szczególności w Polsce, ale także w całej UE, w Stanach Zjednoczonych, w Chinach i w Afryce. Technologie OZE/URE mają profi l ryzyka właściwy dla energetyki prosumenckiej, zdolnej bezpośrednio odpowiadać rynko-wymi inwestycjami na defi cyt mocy/energii (elektrycznej). Technologie WEK mają profi l ryzyka właściwy dla energetyki korporacyjnej, warunkowany regulacjami prawnymi (w szczególności w zakresie bezpieczeństwa jądrowego i uprawnień do emisji CO2). Wielkie ryzyko tych regula-cji bardzo szybko eliminuje (w UE praktycznie już wyeliminowało) inwestorów korporacyjnych z inwestycji w projekty WEK: jądrowe i węglowe (banki przestały kredytować takie inwestycje).

4. Czas na skończenie ze wspomaganiem samych źródeł, pora na wsparcie prosumenckich instalacji

Projekt ustawy OZE upubliczniony (9 października 2012) przez Ministerstwo Gospodarki, jest wreszcie szansą (na razie tylko szansą) na rozwój energetyki prosumenckiej. Sprawa jest niestety kolejny raz nieczysta za przyczyną systemu kalibracji wsparcia w projekcie. Mianowi-cie, system ten, bardzo „obfi ty”, przyczyni się nie tylko do rozwoju energetyki prosumenckiej; jeszcze bardziej przyczyni się do ukształtowania nowych grup interesów, jednak nie w oparciu o efektywność gospodarczą, a inne kryteria – publicznie nieznane.

W projekcie bardzo wysokie wsparcie mają ogniwa PV (energia elektryczna z ogniw o mocy do 10 kW zintegrowanych z budynkiem będzie kosztować 1300 zł/MWh). Z drugiej strony, szczyt obciążenia w polskim systemie elektroenergetycznym ciągle jeszcze występuje w zimie (i nieprędko się to zmieni). Gdyby zatem antycypowany defi cyt mocy był przesłanką (choćby jedną z wielu) braną pod uwagę przez Ministerstwo Gospodarki, to wysokie wsparcie powinny mieć mikroinstalacje hybrydowe MOA (mikrowiatrak, ogniwo PV, akumulator). Przy cenie energii elektrycznej z mikrowiatraka o mocy do 10 kW równej według projektu ustawy 950 zł/MWh atrakcyjność układów hybrydowych byłaby bardzo duża. Na liście mikroinstalacji takich jednak nie ma w projekcie.

��

Są ponadto inne rozwiązania zawarte w projekcie OZE, które będą utrudniały rozwój energe-tyki prosumenckiej i dlatego należałoby je zweryfi kować. Należy do nich rozbudowany (ponad wymagania unijne), bardzo biurokratyczny system obowiązkowego certyfi kowania instalato-rów mikroinstalacji. Ponadto, jest nieporozumieniem certyfi kowanie instalatorów mikroinsta-lacji przez Prezesa Urzędu Dozoru Technicznego. Mianowicie, tradycyjne kompetencje UDT dotyczące bloków energetycznych wielkiej mocy są zupełnie czym innym niż kompetencje potrzebne w obszarze prosumenckich instalacji energetycznych (kompetencje w zakresie prze-kształtników energoelektronicznych; inteligentnych układów pomiarowych integrujących licz-niki energii elektrycznej, gazu, ciepła, wody; magistrali KNX/EIB i sterowników PLC; syste-mów transmisji danych…).

Na szczęście nie tylko produkcja w mikroinstalacjach jest siłą prosumentów. To również, a nawet przede wszystkim, efektywność użytkowania energii elektrycznej. Z tego punktu widze-nia ważny jest smart grid. Jednak podkreśla się tu, że nie jest to AMI. Chcąc odpowiedzieć na pytanie, czym będzie smart grid prosumencki, trzeba inspiracji szukać w systemach SCADA, ale nie tych, które są charakterystyczne dla elektroenergetyki (centra dyspozytorskie OSP i OSD, „nastawnie” elektrowniane). Inspiracja może pochodzić z najdynamiczniej rozwijających się obecnie przemysłowych systemów SCADA w postaci systemów komputerowych pełniących rolę nadrzędną w stosunku do sterowników PLC (i innych urządzeń), zbierających bieżące dane z infrastruktury/procesu/obiektu oraz realizujących zadane algorytmy sterowania i regulacji.

Poprzez konwergencję tego segmentu systemów SCADA i segmentu automatyki budynkowej KNX/EIB (europejska magistrala instalacyjna) w naturalny sposób będą się rozwijać systemy SCADA w obszarze energetyki prosumenckiej. Będą one realizowały algorytmy opisujące pro-sumenckie łańcuchy wartości, czyli gospodarkę energetyczną w ramach PME (prosumenckich mikroinstalacji energetycznych). A PME to mikroinstalacja w szczególności „stowarzyszona” z domem plus-energetycznym, którego wyposażenie w pełnej wersji obejmuje pompę ciepła, układ hybrydowy MOA i samochód elektryczny. Innym przykładem PME jest mikroinstalacja w gospodarstwie rolnym plus-energetycznym, obejmująca wyposażenie, na które może się skła-dać mikrobiogazownia rolniczo-utylizacyjna, układ hybrydowy MOA, elektryczny samochód dostawczy, ciągnik elektryczny. Jeszcze innym przykładem jest miniinstalacja elektryczno-cie-płownicza charakterystyczna dla szpitala, szkoły, wspólnoty mieszkaniowej, przedsiębiorcy (małe i średnie przedsiębiorstwa). To także sieć elektroenergetyczna i ciepłownicza (infrastruktura znacznie bardziej rozległa niż instalacja) charakterystyczna np. dla kampusu uczelnianego, ale jest to także inteligentna sieć elektroenergetyczna (wiejska, wiejsko-miejska, miejska): oświe-tleniowa, dedykowana infrastrukturze krytycznej gminy, prosumenckim źródłom wytwórczym lub innym szczególnym potrzebom.

5. Czas na skończenie z lobbingiem i ruchem celebryckim wokół energetyki OZE, pora na budowę know how dla energtyki prosumenckiej

Zwiększa się lawinowo liczba celebrytów energetyki prosumenckiej. Nie idzie za tym nie-stety wzrost know how, szczególnie inżynierskiego. A w tym zakresie, inżynierskiego know how, Polska ma wielki potencjał. Petryfi kacja energetyki, w szczególności elektroenergetyki, ozna-cza jego niewykorzystanie, i pozbawienie Polski możliwości skorzystania z renty zapóźnienia.

��

Sie dystr.

AC

AC

T

620 V

Sterownik nadrz dny

PRZEKSZ

Dom plus-energetyczny

Komunikacjaz otoczeniem

AC

DC

PE1

Odbiorniki pr du przemiennego1. i 3. fazowe

Samochód elektryczny

DC

DC

PE4

DC

DC

PE5

AC

DC

PE2

72 V

DC

DC

PE3

DC

DC

PE7

24 V

DC

DC

PE672 V

OZE2Ogniwa

fotowoltaiczne

OZE1Mikrobiogazownia lub Mikroturbina wiatrowa

Rysunek 1. Koncepcja przekształtnika energoelektronicznego PE dla inteligentnego domu plus-energetycznego (ogólnie dla PME – Prosumencka Mikroinstalacja Energetyczna). Autorzy koncepcji: dr inż. Marcin Zygmanowski, dr inż. Jarosław Michalak). Koncepcja została opracowana w ramach Projektu badawczego NCBiR „Zintegrowany system zmniejszenia eksploatacyjnej energochłonności budynków”, Zadanie 3: Zwiększenie wykorzystania energii z odnawialnych źródeł energii w budownictwie, kierownictwo Jan Popczyk.

Na przedstawionym rysunku widoczny jest, chociaż nie bezpośrednio, potencjał innowacyj-ności związany ze strukturą przekształtnika energoelektronicznego, o funkcjonalności charakte-rystycznej dla inteligentnego domu plus-energetycznego. Przedstawiona struktura jest oczywi-ście zbyt skomplikowana (koszt zastosowania takiej struktury byłby bardzo wysoki). Użyteczne rozwiązanie znajduje się „pośrodku”, między strukturą przedstawioną na rysunku i obecnymi prostymi, praktycznymi zastosowaniami przekształtników przeznaczonych do współpracy z ogni-wami PV i akumulatorami oraz, odrębnie, z mikrowiatrakami i akumulatorami. Rozwiązanie, które trzeba pilnie opracować musi w szczególności zapewniać przyłączanie PME do sieci elek-troenergetycznej w taki sam sposób jak przyłącza się odbiorniki.

Inną przykładową sprawą w PME, którą trzeba rozwiązać, jest opracowanie struktury inteli-gentnego układu pomiarowego. W tym miejscu proponuje się kierunkowo strukturę wyjściową (do modyfi kacji) obejmującą inteligentny (główny, dwukierunkowy) licznik energii elektrycz-nej oraz podliczniki energii elektrycznej (jednokierunkowe dla ogniwa PV i mikrowiatraka oraz dwukierunkowe dla baterii akumulatorów i smart EV), a ponadto jednokierunkowe podlicz-niki ciepła (produkowanego w źródłach OZE, np. w pompie ciepła), wody, ewentualnie gazu. Rozwiązanie, które trzeba pilnie opracować musi w szczególności zapewniać rozliczanie efek-tów, w kontekście celów dyrektywy 2009/28, związanych z łańcuchami wartości realizowanymi w ramach PME.

��

Jeszcze inną sprawą jest integracja w ramach PME inteligentnego przekształtnika energo-elektronicznego i inteligentnego układu pomiarowego z dotychczasowym systemem inteligent-nego domu (bez źródeł OZE), w szczególności z magistralą KNX/EIB. Rozwiązanie, które trzeba opracować musi w szczególności zapewniać włączenie PME do systemu DSM operatora OSD. Z tego punktu widzenia ważna jest koncepcja integracji rozproszonego systemu sterowników PLC w systemie KNX/EIB z inteligentnym licznikiem (układem nadrzędnym).

6. iLab EPRO (Internetowe Laboratorium Energetyki Prosumenckiej)

W marcu utworzone zostało w Politechnice Śląskiej Centrum Energetyki Prosumenckiej (CEP), funkcjonujące jako jednostka pozawydziałowa. Pierwszym przedsięwzięciem CEP jest budowa iLab EPRO, jako ośrodka konsolidacji nowych kompetencji technicznych, która jest niezbędna dla przyspieszenia rozwoju energetyki prosumenckiej w ogóle, a na Śląsku w szczególności. Segmentacja funkcjonalno-technologiczna iLab EPRO przedstawiona jest poniżej.

1. PME – obiekty demonstracyjne wraz z ich inteligentną infrastrukturą taką jak: elektro-energetyczna automatyka zabezpieczeniowa, sterowanie, pomiary (w tym inteligentne liczniki na rynku energii elektrycznej, infrastruktura AMI), diagnostyka, monitoring. Są to obiekty/mikroinstalacje wytwarzające energię elektryczną (w tym w skojarzeniu), ale także obiekty/mikroinstalacje wytwarzające i użytkujące ciepło (mogą to być mikrion-stalacje wytwarzające biopaliwa).

2. Inteligentne interfejsy sieciowe łączące mikroinstalacje PME z KSE (z siecią dystry-bucyjną, z systemem dystrybucyjnym). Są to interfejsy z trzema charakterystycznymi poziomami inteligencji: przekształtnikową, obiektową i systemową. Głównym celem inte-fejsów sieciowych jest „zbliżenie” sposobu przyłączania PME do elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej do powszechnie obowiązującego sposobu przyłączania odbiorników.

Tabela 2. Segmentacja funkcjonalno-technologiczna iLab EPRO

PMEOBIEKTY DEMONSTRACYJNE

mikroinstalacje energetyczne ze smart gridem obiekto-wym (prosumenckim) Zakres działalności:

ekwiwalentowanie rynków energii WEKmodelowanie (obiektów i łańcuchów wartości), pro-

gramowanie sterownikówoptymalizacja (w obszarze doboru urządzeń)

weryfi kacja (założeń projektowych) certyfi kacja (łańcuchów wartości)

INTERFEJSY SIECIOWETrzy poziomy inteligencji:

przekształtnikowa (kompatybilność elektromagne-tyczna)

obiektowa (mikroinstalacja, integracja z KSE) systemowa (smart grid – internetowa energetyka,

synergetyczne łańcuchy wartości) Integracja z systemem KNX/EIB (BMS)

INFRASTRUKTURA KOMUNIKACYJNAwydzielona sieć komputerowa

(Politechnika Śląska, Euro-Centrum) sieć teleinformatyczna

(protokoły komunikacyjne; kanały/sieci transmisyjne, w tym skrętka, światłowody, GSM/GPRS, WiMAX,

LTE, a nawet PLC) Internet

sterowniki PLCsmart metering (ale nie AMI)

SCADAmonitoring (bezpieczeństwo obiektów)

integracja architektoniczna (OZE/URE z budyn-kiem)

schematy technologiczne (obiektowe łańcuchy ter-modynamiczne, ekonomiczne, … prosumentów) automatyka i sterowanie (w tym elektroenerge-

tyczna automatyka zabezpieczeniowa) diagnostyka eksploatacyjna (bazy danych)

pomiary do celów badań i edukacji (próbkowanie, wizualizacja/wykresy; bazy danych)

Objaśnienia wybranych akronimów: PME – Prosumencka Mikroinstalacja Energetyczna; KNX/EIB – Europejska Magistrala Instalacyjna (w domach inteligentnych); BSM – Building Management System; PLC (kanał komunikacyjny – Power Line Communication; PLC (sterownik) – Programowalny Sterownik Logiczny; AMI – Adwanced Metering Infrastructure; SCADA – Supervisory Control And Data Acquisition.

��

3. Sieć teleinformatyczna (kanały transmisyjne, w tym Internet, GSM/GPRS, systemy PLC i inne; protokoły komunikacyjne). Kanały transmisyjne (łączące koncentratory w poszcze-gólnych obiektach demonstracyjnych, czyli w systemach SCADA PME, z modułem komunikacyjnym w systemie SCADA WS, całej wirtualnej sieci PME, i protokoły komu-nikacyjne są krytyczną infrastrukturą iLab EPRO. Głównym dążeniem iLab EPRO jest działanie na rzecz otwartości protokołów komunikacyjnych (oczywiście, przy zachowa-niu bezpieczeństwa przesyłu informacji).

4. SCADA iLab EPRO. Chodzi tu o systemy SCADA PME, czyli obiektowe („pokrewne” w dużym stopniu systemom przemysłowym SCADA) oraz system SCADA WS, czyli całej wirtualnej sieci PME („pokrewny” w dużym stopniu tradycyjnym systemom SCADA w KSE).

7. Ekonomika łańcuchów wartości – zamiast zakończenia

Stosowany obecnie w energetyce rachunek ekonomiczny (oparty na wskaźnikach IRR, NPV) jest ukierunkowany na produkty branżowe w energetyce WEK (energia elektryczna z systemu elektroenergetycznego, ciepło z systemów ciepłowniczych, paliwa transportowe ze stacji tan-kowania; w ostatnich latach utrwalił się także, za przyczyną dyrektywy kogeneracyjnej 2004/8, produkt w postaci skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła). Rozwój technologii nastę-puje natomiast w obszarze poligeneracyjnych/hybrydowych rozproszonych technologii OZE/URE (kogeneracyjnych, trójgeneracyjnych), w tym utylizacyjnych, biogazowych rolniczych, mikrowiatrowych, słonecznych, wykorzystujących pompę ciepła, silnik sterlinga, samochód elektryczny i inne. To oznacza, że ekonomika jednorodnych produktów będzie wypierana przez ekonomikę nowych, złożonych łańcuchów wartości, które tutaj nazywa się łańcuchami SŁK (synergetyczne łańcuchy korzyści). Łańcuchy SŁK obejmują realne wartości, w sferze termo-dynamiki i ekonomiki, a także związane z preferencjami kreowanymi przez regulacje unijne ukierunkowane na konkretne cele (na przykład cele Pakietu 3x20). Do wirtualnego zarządzania realnymi wartościami w łańcuchach SŁK potrzebna jest infrastruktura smart grid (obszar dzia-łania iLab EPRP). Efektywne zarządzanie procesami zmierzającymi do wypełnienia celów jest przedmiotem ekonomiki zarządczej (ekonomika NPV, IRR jest tu mało przydatna). W obszarze ekonomiki zarządczej powinniśmy szukać możliwości kalibracji systemów wsparcia tworzonych na rzecz wybranych celów, na przykład systemów wsparcia w ustawie OZE.

Poniżej przedstawia się łańcuchy strat charakterystyczne dla energetyki WEK. Jednocześnie pokazuje się, na zasadzie przeciwieństwa, „stowarzyszone” z tymi łańcuchami strat potencjalne łańcuchy SŁK. Najbardziej charakterystyczne przykłady obrazujące pułapkę, w którą wciągnięte zostały gospodarka i społeczeństwo przez korporacje energetyczne (broniące interesów grupo-wych) i polityków (ustanawiających regulacje prawne) są następujące.

a) Współspalanie biomasy w elektrowniach kondensacyjnych. ŁS (1): wsad do łańcucha – 1 MWh (energia chemiczna w biomasie występującej lokalnie) → strata energii (che-micznej) w transporcie biomasy 1% → sprawność bilansowa wykorzystania biomasy na wyjściu z elektrowni (w elektrownianym węźle sieciowym), optymistyczna 0,2 → starty energii elektrycznej w sieci elektroenergetycznej 10% → wynik: 0,17 MWh (energia elektryczna dostarczona do odbiorcy; ilość energii odnawialnej zaliczonej do celu według dyrektywy 2009/28 wynosi około 0,2 MWh). SŁK (1): wynik w postaci ciepła wytwo-rzonego u prosumenta z biomasy wycofanej ze współspalania → 0,8 MWh.

b) Zboże spalane na wsi w piecach/kotłach. ŁS (2): wsad do łańcucha – 1 ha (grunt orny) → 4,2 MWh (energia chemiczna w zbożu) → 2,5 MWh (ciepło wytworzone w gospo-

��

darstwie, sprawność pieca 0, 6). SŁK (2), realizowany za pomocą mikrobiogazowni rol-niczo-utylizacyjnej: 1ha (grunt orny) → (40 + 40) MWh (energia chemiczna w bioma-sie z jednorocznych upraw energetycznych, oszacowana pesymistycznie, dla gruntów o niskiej bonitacji + stowarzyszona energia chemiczna w odpadach gospodarskich) → wynik: 30 MWhe + 40 MWhc (kogeneracja).

c) Mikrowiatrak off-grid (praca off-grid coraz większej liczby mikrowiatraków w Pol-sce wynika z blokowania ich przyłączenia do sieci elektroenergetycznej przez operato-rów OSD). ŁS (3): wsad do łańcucha – 1 MWh (energia elektryczna wyprodukowana w OZE) → wynik: 1 MWh (wyprodukowane ciepło grzewcze). SŁK (3), mikrowiatrak przyłączony do sieci + smart EV + ciepło z SŁK (1): wynik, to 2,5 MWh zaliczone do celu według dyrektywy 2009/28, vs 0,2 MWh w ŁS (1); dodatkowy efekt w SŁK (3), to redukcja paliw kopalnych (ropy) o 3,5 MWh + redukcja emisji CO2 o 1 tonę. SŁK (4), mikrowiatrak przyłączony do sieci + pompa ciepła (o współczynniku COP 3,5): wynik, to 3,5 MWh zaliczone do celu według dyrektywy 2009/28, vs 0,2 MWh w ŁS (1); dodat-kowy efekt w SŁK (4), to redukcja paliw kopalnych (węgla) o 4,4 MWh + redukcja emi-sji CO2 o 1,4 tony.

d) Mechanizm bilansowania KSE. ŁS (4): wzrost cen maksymalnych na rynku bilansującym do poziomu 1500 zł/MWh (20.12.2011, 31.01.2012), przy niewielkiej godzinowej ilości energii elektrycznej kształtującej się poniżej 800 MWh. SŁK (5), DSM: potencjał redukcji godzinowego zużycia u samych tylko odbiorców przemysłowych, to kilka GWh, po cenie wielokrotnie niższej od cen maksymalnych na rynku bilansującym. SŁK (6), wykorzysta-nie źródeł rezerwowych odbiorców do pokrycia obciążenia szczytowego KSE: potencjał godzinowej produkcji, to ponad 1 GWh, przy cenie wynikającej z ceny paliw na rynku (w przypadku agregatów rezerwowych silnikowych o sprawności 30% i paliw płynnych obciążonych akcyzą cena energii elektrycznej byłaby porównywalna z maksymalną ceną na rynku bilansującym przedstawioną w ŁS (4), jednak dla gazu ziemnego byłaby około 2-krotnie niższa). SŁK (7), wykorzystanie samochodów elektrycznych, o jednostkowej pojemności baterii akumulatorów około 40-60 kWh, pracujących w trybie ładowania i jazdy (samochodowy segment zasobnikowy 1); w tym wypadku oszacowanie dla 2020 roku, przy realistycznym założeniu, że w Polsce będzie 2 mln samochodów (10% wszyst-kich samochodów) ujawnia potencjał zasobnikowy wynoszący nie mniej niż 10 GWh/dobę, przy rocznym przebiegu jednego samochodu 20 tys. km, sprawności akumulato-rów 0,8 i dopuszczalnym rozładowaniu baterii do 50%. SŁK (8), wykorzystanie samo-chodów elektrycznych pracujących w trybie ładowania, jazdy i zasilana sieci/odbiorów (samochodowy segment zasobnikowy 2); dla tego trybu pracy, przy innych założeniach takich jak w przypadku SŁK (7), oszacowanie ujawnia potencjał DSR około ± 50 GWh/dobę (potencjał segmentu 2 zależy w szczególny sposób od prędkości ładowania baterii akumulatorów; założono, że przyszłość należy do wymienialnych paneli akumulatorów i akumulatory będą przeładowywane raz na dobę).

��

Jan KicińskiInstytut Maszyn Przepływowych PAN w Gdańsku

URZĄDZENIA I TECHNOLOGIE MAŁOSKALOWEJ EKOENERGETYKI

Przykłady Technologii i Urządzeń Energetyki Rozproszonej URE/OZE w skali małej i mikro

1. Uwagi wstępne – ramy prawne

Śledząc ostatnie działania Unii Europejskiej można dojść do wniosku, że w zakresie poli-tyki energetycznej przyjęty wcześniej strategiczny kierunek na redukcję emisji, wprowadzanie OZE i oszczędzanie energii w budynkach będzie nie tylko kontynuowany ale też i coraz bardziej wzmacniany. Ramowe działania w tym zakresie określa przygotowywana obecnie Mapa Dro-gowa Energia 2050 (Energy Road Map 2050 – ERM2050) a także nowe mechanizmy wspar-cia w postaci Programu Ramowego „Horyzont 2020” (badania i innowacje) i działające już wcześniej a obecnie udoskonalane i rozbudowywane narzędzia takie jak „SET Plan” (wdroże-nia, współpraca z przemysłem). Ważne są też przyjęte i obowiązujące dyrektywy, które z punktu widzenia małoskalowejekoenergetyki warto tu wymienić:

• dyrektywy o efektywności energetycznej – Dyrektywa 2002/91/WE• dyrektywy w zakresie zero energetycznych budynków – Dyrektywa 2010/31/UE • dyrektywy w zakresie rozwoju OZE – Dyrektywa 2009/28/WE• dyrektywy o budowie inteligentnych sieci elektroenergetycznych – Dyrektywa 2009/72/WEAby przystosować polskie prawo energetyczne do wymogów dyrektywy zwłaszcza 2009/28/

WE, zespół rządowy opracował pakiet ustaw nazywanych „trójpakiem energetycznym”. W skład tego pakietu wchodzą następujące ustawy, które mają być przyjęte do końca 2012 r.:

• ustawa prawo energetyczne • ustawa prawo gazowe, • ustawa o odnawialnych źródłach energiiDotychczas w prawodawstwie polskim nie było dokumentu dotyczącego odnawialnych

źródeł energii (OZE) rangi ustawowej. Projekt ustawy zakłada gradację wysokości wsparcia w zależności od rodzaju instalacji oraz jej stopnia zaawansowania poprzez ustalenie współczyn-nika przydziału świadectw pochodzenia energii. Te z kolei są przedmiotem obrotu giełdowego, a ich sprzedaż stanowi główny strumień przychodów dla inwestorów OZE. Nowy sposób przy-działu i wyceny certyfi katów oraz naliczania ich wartości referencyjnej (tzw. opłaty zastępczej za niewywiązywanie się z obowiązku skupu świadectwpochodzenia) budzi obecnie najwięcej emocji. W zamian inwestorom proponuje się 15 letni okres gwarancji niezmienności warun-

�

ków działania, który ma pozwolić w sposób długofalowy i przewidywalny planować inwesty-cje w odnawialne źródła energii.

W dniu 4.10.2012 ukazał się kolejny (trzeci) projekt ustawy o odnawialnych źródłach ener-gii. Niestety nie ma jednak pewności, czy będzie on obowiązującym prawem od stycznia 2013 roku bowiem już 16 października 2012 roku opublikowany został czwarty projekt ustawy o OZE, a wraz z nim tabele zbieżności i rozbieżności dotyczące ocen projektu ustawy o OZE. Z przed-stawionych tabel jasno wynika m.in. co proponowały na przykład resort Skarbu Państwa, czy Urząd Regulacji Energetyki, a na co i dlaczego Ministerstwo Gospodarki się nie zgodziło. Istotą sporu mogą być kwestie dotyczące wysokości wsparcia. Pamiętajmy, że trwa kryzys i pierwot-nie zakładane plany muszą być korygowane. Na przykład Hiszpania z uwagi na kryzys wyco-fała się ze wsparcia dla OZE.

Analizując dotychczasowe zapisy ustawy z punktu widzenia mikrogeneracji, to niezależnie od jej wersji zauważyć musimy niepokojący fakt, a mianowicie, że brak jest w tych projek-tach zobowiązania przedsiębiorstwa energetycznego do zakupu energii elektrycznej wytworzo-nej w mikrosiłowniachkogeneracyjnych (o mocy elektrycznej poniżej40 KW i cieplnej poniżej 70 KW) wykorzystujących jako paliwo biomasę oraz brak jest gwarantowanej, stałej ceny zakupu energii (feed-in-tariff) wytworzonej przy użyciu takiej technologii. Obowiązek taki będzie występował tylko dla mikrosiłowni, w których jako paliwo wykorzystywany będzie biogaz rol-niczy lub biogaz [1]. Wyeliminowanie ze wsparcia klasycznej biomasy w tych instalacjach to poważne przeoczenie mogące rodzić negatywne skutki dla koncepcji energetyki prosumenckiej.

Dla instalacji biomasowych małych (a więc o mocy elektrycznej od 40KW do 200 KW i cieplnej poniżej 300 KW) przewidziano już obowiązek zakupu po stałej gwarantowanej cenie. Trudno zrozumieć, dlaczego tego typu rozróżnienie wsparcia znalazło się w tych projek-tach. Pozostaje mieć nadzieję, że w kolejnych wersjach ustawy (jeśli będą) znajdą się korzyst-niejsze zapisy dla mikroinstalacjibiomasowych.

Trzeba jednak odnotować, że w nowych projektach ustawy, w porównaniu do aktualnej sytu-acji, przewidziane zostały pewne ułatwienia dla mikroinstalacji w postaci:

• zwolnienia z obowiązku ubiegania się o koncesję na wytwarzanie energii • brak obowiązku rejestracji i prowadzenia działalności gospodarczej • zobowiązania przedsiębiorstwa energetycznego do przyłączenia instalacji odnawialnego

źródła energii do sieci, z zachowaniem pierwszeństwa • zwolnienia z opłat za przyłączenie do sieci • braku kosztów związanych z instalacją licznika inteligentnego, którego koszty będzieponosił operator sytemu dystrybucyjnegoTo duże ułatwienia, ale czy zrównoważą brak stałych cen zakupu dla mikroinstalacjibio-

masowych? Podsumowując tą część rozważań z niepokojem musimy zauważyć, że przedłużające-

się prace nad tzw. trójpakiem energetycznym, w szczególności nad ustawą oodnawialnych źródłach energii mogą spowodować, że miliardowe inwestycje w Polsce staną pod znakiem zapytania, deweloperzyzawieszą projekty a inwestorzy wstrzymają inwestycje. Brak ustawy o OZE już wkrótce może skutkować również karami fi nansowymi, bowiem terminimplementa-cji Dyrektywy 2009/28/WE minął pod koniec 2010.

Jedno jest pewne: wspomniane wyżej akty prawne UE i krajowe inicjatywy legislacyjne determinują w oczywisty sposób rozwój energetyki rozproszonej, technologii OZE/URE (Urzą-dzenia Rozproszonej Energetyki) i energetyki prosumenckiej, a więc szeroko rozumianej mało-skalowejekoenergetykiw Polsce.

��

2. Małoskalowa ekoenergetyka – szanse rozwoju

W świetle uwag dotyczących powyższych inicjatyw legislacyjnych, niezależnie od tempa tych prac i niebezpieczeństw jakie rodzi brak stabilnego prawa, można oczekiwać dynamicznego rozwoju inteligentnych i rozproszonych systemów energetycznych a także znacznej poprawy efektywności wykorzystania energii. W tym kontekście ważne jest stymulowanie rozwoju ruchu prosumentów (producentów będących jednocześnie konsumentami energii), a więc milionów małych inwestorów, którzy są mikroproducentami energii na własny użytek, sprzedającymi nad-miar wyprodukowanej energii do sieci. Ta idea to wielka szansa naszej energetyki, gdyż spo-dziewanego braku mocy w latach 2016-2017 nie da się tak szybko zastąpić wielkimi jednost-kami konwencjonalnymi (nowe bloki energetyczne) pociągającymi za sobą ogromne inwestycje.

Rozwój energetyki rozproszonej powiązany jest bezpośrednio z wprowadzaniem inteli-gentnych systemów zarządzania energią (smart grid). Inteligentne sieci pozwolą na łatwiejsze przyłączenie do Krajowego Systemu Energetycznego rozproszonych źródeł, zmniejszą obcią-żenie sieci, zminimalizują także zagrożenie blackoutem.

Warto w tym miejscu wyraźnie zaznaczyć, że sama sieć inteligentna w dystrybucji ener-gii elektrycznej jest tylko pewną warstwą techniczną. Ważniejsze jest to, że wykorzystując tę sieć, można budować nowe usługi i nowe aplikacje i po prostu na tym zarabiać. Sama sieć nie jest w stanie wywołać takich zmian, natomiast atrakcyjne aplikacje owszem. Warto w tym miejscu zauważyć, że spektakularny sukces np.: fi rma Apple odniosła w dużej mierze właśnie dzięki aplikacjom a nie tylko samym smartfonom.

Tak więc sieć inteligentna, aby móc wykorzystać wszystkie swe zalety, musi być zaopa-trzona w odpowiednią nadbudowę informatyczną umożliwiającą docelowo komunikację pro-sumentóww tzw. „chmurze obliczeniowej” – rys. 1, 2, 3 i 4. Termin „chmura obliczeniowa” jest tu dość umowny i chociaż jest wykorzystywany w literaturze w dość różnych kontekstach, to w odniesieniu do rozproszonej ekoenergetyki jej główne cechy znajdą zastosowanie. Będzie tu miejsce dla różnego rodzaju instalacji wirtualnych, modelibiznesowych czy wreszcie syste-mów doradczych wykorzystujących metody sztucznej inteligencji. Tak rozumiana „chmura” będzie w istocie wirtualną platformą wymiany informacji i komunikacji dla prosumentów, ich bankiem danych i bankiem wiedzy oraz systemem fachowego doradztwa. To niewątpliwie przyszłość tego segmentu energetyki i docelowa wizja „energetyki obywatelskiej”, czyli ener-getyki, w której prosumencii konsumenci czują się niezależni i wolni.

Tak jak swego czasu burzliwy rozwój technologii ICT spowodował wolność informa-tyczną obywateli, tak można się spodziewać, że rozwój technologii rozproszonych URE/OZE w połączeniu z sieciami inteligentnymi Smart Grid i wirtualną platformą komuni-kacji prosumentów, uczynią obywateli wolnymi także pod względem energetycznym. To piękna wizja, której warto poświęcić więcej uwagi – rys. 1.

Rys. 5 w sposób poglądowy przedstawia zalety małoskalowej kogeneracji rozproszonej w zestawieniu z klasycznym systemem energetyki wielkoskalowej.

�

Rys. 1. Rozwój małoskalowejekoenergetyki jako wizji energetyki obywatelskiej: od technologii OZE/URE do przetwarzania w „chmurze”. Wizja bezpieczeństwa, niezależności i wolności energetycznej obywateli.

Rys. 2. Model wdrażania „chmury obliczeniowej” – Cloud Computing [2]

��

Rys. 3. Rola informacji w rozwoju systemów energetycznych [2]

Rys. 4. Zalety przetwarzania w „chmurze” [2]

Rys. 5. Zalety kogeneracji rozproszonej w zestawieniu z energetyką systemową

��

3. 3. Przykłady Urządzeń i Technologii OZE/URE

Podane w niniejszym artykule przykłady odnosić się będą tylko do dwóch wybranych pro-jektów badawczych koordynowanych przez IMP PAN w Gdańsku. Ograniczymy się tu jedynie do wyników prac związanych z siłowniami kogeneracyjnymi w skali mikro i małej, a więc do wyników badań prowadzonych w samym instytucie przy współpracy z kilkoma jednostkami badawczymi. Są to wyniki nakierowane na przyszłe wdrożenia i adresowane do odbiorców indy-widualnych oraz gminnych.

Poza rozważaniami w tym artykule pozostaną inne wyniki prac prowadzone przez naszych współwykonawców odnoszące się np.: do mikrobiogazowni, zgazowarek, biorafi nerii, ogniw paliwowych itd. Konieczność takiego wyboru wynika z oczywistego faktu ograniczonej obję-tości niniejszego artykułu.

Nie jest też zamiarem autora niniejszego artykułu prezentacja wszystkich innych znanych w kraju technologii OZE/URE nawet z zakresu siłowni kogeneracyjnych. Nie jest to po prostu możliwe w ramach jednego artykułu konferencyjnego.

Niemniej jednak przedstawimy poniżej niektóre wyniki uzyskane w ramach dwóch naj-większych w kraju projektów badawczych z zakresu OZE, a mianowicie:

Projektu „kluczowego” z listy indykatywnej POIG „Modelowe kompleksy agroenerge-tyczne…. ”

Projektu Strategicznego „Zaawansowane Technologie Pozyskiwania Energii Zad 4 – Pozy-skiwanie energii z biomasy i odpadów…”

Jeśli chodzi o projekt „kluczowy” to zakładana jest tu budowa siłowni kogeneracyjnych CHP ORC (a więc bloków składających się z kotła i mikroturbiny pracującej na czynniki niskowrzące pracujące w obiegu ORC) o mocy elektrycznej kilku KW i cieplnej kilkudziesięciu KW, nato-miast w ramach projektu „strategicznego” planowana jest budowa jednostek CHP ORC o więk-szej mocy (elektrycznej kilkaset KW, cieplnej do kilku MW).

Rys. 6. Proponowane, w ramach prowadzonych w IMP PAN projektów, siłownie kogeneracyjne CHP ORC w skali małej i mikro.

Wyniki projektu „kluczowego” będą więc adresowane do odbiorcy indywidualnego w for-mie Domowych Siłowni Kogeneracyjnych, natomiast projektu „Strategicznego” do odbiorcy

gminnego jako Gminne Centra Energetyczne. Pokazuje to poglądowo rys. 6.

��

3.1. Domowe Siłownie Kogeneracyjne CHP ORC

Projekt „kluczowy” (w ramach Programu Operacyjnego Innowacyjna Gospodarka POIG) pt: „Modelowe kompleksy agroenergetyczne…. ” realizuje konsorcjum naukowe w składzie jak na rys. 7. Głównym zadaniem „Grupy IMP” jest opracowanie kilku prototypów tzw Domowych Siłowni Kogeneracyjnych w skład których wejdą kotły biomasowe i wielopaliwowe o mocy kilkudziesięciu KW sprzężone z mikroturbinąo mocy kilku KW na czynniki niskowrzące pra-cującą w układzie ORC (OrganicRankineCycle). Idea Domowych Siłowni Kogeneracyjnych, a więc siłowni małych wytwarzających ciepło i prąd elektryczny (CHP) może być atrakcyjna dla tysięcy indywidualnych odbiorców, zwłaszcza jeśli mikrosiłownie zostaną zintegrowane z innymi systemami (energią słońca, wiatru, wody, pompami ciepła i magazynami energii) two-rząc tzw. układy hybrydoweo znacznie większej skali wzajemnej synergii– rys. 8. Takie mikro-siłownie mogą zdobyć nowy i potężny rynek i odegrać kluczową rolę w koncepcji energetyki obywatelskiej i prosumenckiej.

Rys. 7. Skład konsorcjum realizującego projekt „kluczowy” POIG. Grupa IMP (Politechnika Gdańska, Politechnika Łódzka, Wydział Nauk Technicznych UWM), Grupa Politechniki Wrocławskiej, Grupa Instytutu Energetyki i Grupa Uniwersytetu Warmińsko-Mazurskiego.

��

Rys. 8. Domowe Siłownie Kogeneracyjne – Przykład układu hybrydowego o znacznie większej skali wzajemnej synergii. Atrakcyjna wizja energetyki obywatelskiej i prosumenckiej dla tysięcy indywidualnych odbiorców.

Grupa IMP opracowała dwie koncepcje mikroturbin o mocy 3 KW (osiową i promieniową) sprzężonych z kotłem wielopaliwowym o mocy 20 KW (na biomasę lub gaz). Zasadnicza idea jeśli chodzi o mikroturbiny polegała tu na wykorzystaniu czynnika niskowrzącego (czynnika roboczego turbiny) jako medium smarnego łożysk, co zapewnia szczelną i hermetyczną kon-strukcję. Ideę tą pokazuje rys. 9, natomiast rysunki i fotografi e mikroturbin rys. 10 i 11. Zdjęcie stanowiska badawczego mikroturbin w laboratorium IMP PAN w Gdańsku oraz fotografi ę kotła wielopaliwowego przedstawia rys. 12.

Aktualnie trwają badania laboratoryjne i testy obu wersji mikroturbin i kotła. Po ich zakoń-czeniu planuje się opracowanie wersji docelowej (i być może komercyjnej) kompletnej mikro-siłownikogeneracyjnej. Opracowano już założenia i wstępną dokumentację takiej mikrosiłowni – rys. 13. Jeśli to zamierzenie się uda, będzie to pierwsza krajowa konstrukcja tego typu.

Rys. 9. Możliwość wykorzystania fazy ciekłej i gazowej czynnika roboczego mikroturbiny jako czynnika smarnego łożysk. Koncepcja hermetycznej konstrukcji turbiny i generatora ułatwiającej integrację z kotłem.

��

Rys. 10. Mikroturbina osiowa 5 stopniowa o mocy 3 KW i obrotach 8000 obr/min opracowana w ramach projektu „kluczowego”. Aktualnie trwają testy w laboratorium IMP PAN w Gdańsku.

Rys. 11. Mikroturbina promieniowa 4 stopniowa o mocy 3 KW i obrotach 23000 obr/min opracowana w ramach projektu „kluczowego”. Aktualnie trwają testy w laboratorium IMP

W ramach projektu „kluczowego” podjęta też została próba opracowania swego rodzaju „nadbudowy informatycznej” dla systemów Smart Grid. To początki systemu doradczego współ-pracującego z użytkownikiem indywidualnym w przestrzeni wirtualnej. System, pod nazwą SoftRol został opracowany przez grupę z Wydziału Nauk Technicznych Uniwersytetu Warmiń-sko – Mazurskiego w Olsztynie– rys. 14. Aktualnie budowana jest baza danych (dane dotyczące technologii, rodzaju upraw, wielkości areału), baza wiedzy (proste modele biznesowe) i testo-wany jest sam system informatyczny.

��

Rys. 12. Laboratorium IMP PAN w Gdańsku: Fotograie stanowiska badawczego mikroturbin (po lewej) i kotła wielopaliwowego (po prawej)

Rys. 13. Konstrukcja docelowa Domowej MikrosiłowniKogeneracyjnejCHP ORC po przeprowadzeniu wszystkich badań i testów w laboratorium IMP PAN w Gdańsku. Prawdopodobna wersja komercyjna tej instalacji.

��

Rys. 14. System SoftRol opracowany w ramach projektu „kluczowego” jako przykład bazy danych i wiedzy (nadbudowy informatycznej dla systemów Smart Grid). Funkcje SoftRol (po lewej), funkcje Smart Grid (po prawej). Opracował zespół WNT UWM w Olsztynie. System aktualnie przechodzi fazę testów.

3.2. Gminne Centra Energetyczne (GCE) – Autonomiczne Regiony Energetyczne

Koncepcja, założenia i budowa Gminnego Centrum Energetycznego to jedno z zadań Projektu Strategicznego. To wielkobudżetowy projekt (budżet ok. 110 mln zł z czego 70 mln NCBIR i 40 mln zl ENERGA) realizowany przez konsorcjum naukowo-przemysłowe IMP – ENERGA SA przy udziale wielu współwykonawców – rys. 15 i 16. To jeden z niewielu przykładów (jeśli nie jedyny) współpracy w naszym kraju nauki z przemysłem (w jednym projekcie) na taką skalę.

Ramowe cele główne Projektu Strategicznego poglądowo ilustruje rys. 17. Cechą zna-mienną tego projektu jest ilość innowacyjnych, prototypowych instalacji jakie mają powstać po jego zakończeniu w 2015 roku. Instalacji tych będzie kilkanaście, z czego dwie „sztanda-rowe” w Żychlinie i Szepietowie. Z oczywistych względów nie będziemy tych instalacji oma-wiać w niniejszym artykule. Wspomnimy jedynie o instalacji w Żychlinie, ponieważ może ona stanowić przykład nowoczesnego Gminnego Centrum Energetycznego (GCE) odgrywają-cego kluczową rolę (obok Domowych Siłowni Kogeneracyjnych) w koncepcji energetyki roz-proszonej i obywatelskiej. Takie centra określane też są terminem Autonomicznych Regionów Energetycznych (ARE). Pomijając kwestię terminologii, to istota sprawy pozostaje ta sama.

�

Rys. 15. Karta tytułowa wysokobudżetowego Projektu Strategicznego realizowanego przez konsorcjum naukowo-przemysłowe IMP – ENERGA i Współwykonawców z kilku uczelni i instytutów

Rys. 16. Współwykonawcy Projektu Strategicznego i główne bloki tematyczne.

��

Rys. 17. Ramowe cele główne Projektu Strategicznego

Gminne Centra Energetyczne (GCE) lub też Autonomiczne Regiony Energetyczne (ARE) to wyposażony w nowe technologie i systemy kogeneracyjneprojekt stwarzającywielką szansę rozwoju gospodarczego i ekonomicznego polskiej wsi. ARE jest koncepcją, która powinna wprowadzić Polskę na ścieżkę zmian zachodzących z coraz większą intensywnością na całym świecie. Obecnie, w Europie, w Ameryce Północnej, ale również w Chinach powstają „zielone” (bezemisyjne, zero-energetyczne i plus-energetyczne) wioski, osiedla, dzielnice i miasta.

Budowana w Żychlinie instalacja stanowić będzie przykład wzorcowej siłowni kogenera-cyjnej w małej skali. Na terenie przestarzałej ciepłowni w Żychlinie, wchodzącej w skład fi rmy ENERGA – rys. 18, zbudowane zostaną nowoczesne układy kogeneracyjne, na które składają się – rys. 19:

• układ ORC o mocy elektrycznej 0.143 MWe i grzewczej 0.83 MWc, • układ kogeneracyjny z dwoma silnikami spalinowymi zasilanymi gazem ziemnym o łącz-

nej mocy elektrycznej 3.1 MWe i grzewczej 3.4 MWc, • blok parowy opalany biomasą o mocy elektrycznej 2.7 MWe i grzewczej 5.2 MWc, uzupeł-

nione o zmodernizowane instalacje odpylania spalin izapasowe kotły WRp12 oraz WR3.5. Rozwiązanie przedstawione na rys. 19 stanowi niewątpliwy postęp technologiczny w zakre-

sie rozwiązań energetycznych w polskich gminach. Istota zaproponowanego rozwiązania w Żychlinie. Biomasowy układ kogeneracyjny ORC

– dopasowany do letniego zapotrzebowania na ciepłą wodę użytkową – będzie pracował cały rok, podczas gdy pozostałe układy będą uruchamiane w miarę zapotrzebowania na ciepło (ogra-niczenie szczególnie istotne dla silników spalinowych, dla których dochód z produkcji energii elektrycznej nie pokrywa kosztów operacyjnych i jest równoważony dochodami z ciepła. Blok parowy przewidziany jest do pracy całorocznej. W sezonie grzewczym pracował będzie w try-bie ciepłowniczym (upustowym), natomiast w poza sezonem w trybie kondensacyjnym z mak-symalną sprawnością w zakresie produkcji energii elektrycznej. Gdy zapotrzebowanie na ciepło wzrasta to wtedy włączane są zapasowe kotły węglowe.

�

Powyższa koncepcja rozwiązuje zatem niezmiernie trudny problem w ciepłowniach tego typu w kraju: co zrobić z nadmiarem ciepła latem?

Szacuje się, że ciepłowni podobnego typu jak w Żychlinie jest w Polsce ponad 300! W przy-padku sukcesu tej koncepcji (a sukces jest wysoce prawdopodobny z uwagi na skalę zaangażo-wania się dużego partnera przemysłowego), zaproponowane rozwiązania mogą być kopio-wane w całym kraju w gminach i osiedlach.

Rys. 18. Stara ciepłownia w Żychlinie. Na jej terenie zbudowana zostanie wzorcowa siłownia kogeneracyjna mogąca stanowić przykład Gminnego Centrum Energetycznego.

W IMP PAN, ze środków Projektu Strategicznego, budowane jest aktualnie nowoczesne, największe w kraju, Laboratorium Siłowni Kogeneracyjnych, które w przyszłości stanowić ma zaplecze badawcze dla urządzeń i technologii stanowiących wyposażenie Gminnych Cen-trów Energetycznych. Jego docelową wizję i aktualny stan prac przedstawia rys. 20.

Rys. 19. Istota koncepcji modernizacyjnej ciepłowni w Żychlinie: kilka elastycznych modułów kogeneracyjnych, w tym moduł ORC pracujący cały rok.

��

Rys. 20. Laboratorium Siłowni Kogeneracyjnych aktualnie budowane w IMP PAN w Gdańsku. Wizja architektoniczna po zakończeniu prac (po lewej), aktualny stan prac (po prawej). Zaplecze badawcze dla Gminnych Centrów Energetycznych.

4. Uwagi końcowe

W pracy przedstawione zostały jedynie dwa przykłady konkretnych urządzeń rozproszonej energetyki bazujących na odnawialnych źródłach energii (URE/OZE) rozwijanych w ramach dwóch projektów badawczych. Są to:

• Domowe Siłownie kogeneracyjne• Wzorcowa Siłownia Kogeneracyjna w Żychlinie jako przykład Gminnego Centrum Ener-

getycznegoTo, czy urządzenia te mogą stać się elementem koncepcji energetyki prosumenckiej czy sze-

rzej energetyki obywatelskiej zależy od wielu czynników, z których najważniejsze to: • stabilne prawo wspierające tego typu instalacje i koncepcje• dostateczny rozwój sieci inteligentnych typu Smart GridSą to kluczowe czynnikibezwzględnie warunkujące rozwój tego sektora energetyki w Polsce.

5. Literatura[1] Jan Kiciński, G. Żywica, E.  Ihnatowicz, Technologie mikro-kogeneracji rozproszonej w świetle przygo-

towywanych przepisów prawnych, w odniesieniu do obowiązujących przepisów. Analiza porównawcza, Opracowanie wewnętrzne IMP PAN Nr arch. 493/2012, Gdańsk 2012.

[2] Scientifi c Solution Systems Jan Szumski, Usługa badawcza polegająca na eksperymentalnych badan