– Wbrew temu, co słyszymy, to nie transformacja energetyczna jest winna takim zdarzeniom jak blackout. Takie zdarzenia mają miejsce w krajach, które nie przeprowadzają jej w ogóle lub błędnie. Takie sytuacje zdarzają się także poza Unią Europejską. Musimy mówić językiem korzyści wynikających z transformacji, a nie zagrożeń, które występują obiektywnie – powiedział minister energii Miłosz Motyka podczas debaty „Rz” pt. „Transformacja energetyczna: OZE – dobrodziejstwo czy przekleństwo? Jak uczynić zieloną energię stabilnym filarem systemu?”.

Motyka przypomniał, że Polska jest w trakcie transformacji energetycznej i powinniśmy ją racjonalnie przyspieszać, szczególnie jeżeli chodzi o procedury i regulacje.

Dominująca rola OZE jest możliwa

Jak wynika z ostatnich danych Polskich Sieci Elektroenergetycznych, od stycznia do końca września 2025 r. udział węgla kamiennego i brunatnego w produkcji energii elektrycznej wyniósł 60 proc., a OZE – blisko 30 proc.

Zgodnie z projektem Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK) w 2040 r. OZE ma dostarczać blisko 80 proc. energii elektrycznej. Rodzi się więc pytanie o stabilność systemu energetycznego z tak dużym udziałem energii elektrycznej w znacznej mierze zależnej od pogody.

– Nasze modele wskazują, że faktycznie udział OZE w wytwarzanej energii będzie wynosił ponad 70 proc. Jednak nie to jest dla nas dzisiaj najważniejszym pytaniem. Kluczową kwestią jest pytanie o zapotrzebowanie na moc w źródłach konwencjonalnych, aby zabezpieczyć produkcję energii elektrycznej łącznie z magazynami energii i importem energii. Nawet jeśli dysponowalibyśmy 100-proc. udziałem energii z OZE w ciągu roku, nadal będą potrzebne jednostki konwencjonalne do bilansowania – mówił Tobiasz Adamczewski, wiceprezes think tanku Forum Energii.

Grzegorz Wiśniewski, prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej, zaznaczył, że powiązanie OZE z niestabilnością, która sprzyja blackoutom, jest nieuprawnione. – Blackout iberyjski nie był spowodowany przez OZE. Ostatni raport ENTSO-E (Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej) nie daje śladu dowodu, że blackout spowodowały OZE – powiedział Wiśniewski. Wskazał on, że udział OZE w produkcji energii elektrycznej wynosi średnio 50 proc.

– Dla przykładu w Danii ten udział wynosi 70 proc., i ten system pracuje bezbłędnie. Dlatego też uważam, że udział OZE w produkcji energii elektrycznej na poziomie ponad 70 proc. jest możliwy do realizacji – dodał, wskazując jednak, że jest kilka warunków, które powinniśmy spełnić. – Pierwszy warunek to wielkość źródeł. My budujemy w tej chwili bardzo dużo dużych źródeł produkcji energii. Musimy postawić na drugą nogę, a więc energetykę rozproszoną, na bilansowanie jak najbliżej źródła, aby uniknąć wszelkich dopłat do bilansowania, bo to będzie tylko obciążać nasze rachunki za energię. Druga kwestia to zabezpieczenie źródeł, które będą zabezpieczać i stabilizować dostawy zielonej energii. Na to powinny iść środki ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2 – wskazał. Aby jednak dopełnić transformację, zdaniem Wiśniewskiego musimy zmienić model rynku energii i taryf.

– Musimy wreszcie szeroko wprowadzić taryfy dynamiczne, ale już nie tylko na energię, ale także na dystrybucję – dodał. W Danii problemów z brakami mocy nie ma, bo jak wskazuje Wiśniewski, jest rozwinięta generacja rozproszona. – Bez energetyki rozproszonej, lokalnego bilansowania Duńczycy nie są w stanie utrzymać tego poziomu stabilności dostaw co obecnie – mówi Wiśniewski. Jego zdaniem, aby w pełni dopełnić transformację, należy doprowadzić do pełnego wydzielenia spółek dystrybucyjnych z grup energetycznych. Przypomnijmy jednak, że grupy energetyczne od lat są przeciwnikami takiego pomysłu.

Ekspert wskazał wreszcie, że aby transformacja przyniosła namacalne korzyści, konieczna jest powszechna elektryfikacja i łączenie sektorów, jak na przykład energetyki z ciepłownictwem i transportem. – Nie możemy rozwijać energetyki odnawialnej w odizolowaniu od całego rynku energii i umiejętnej elektryfikacji, bo ona powinna być oparta na OZE, na tanich źródłach, a nie na drogich np. źródłach węglowych – powiedział Wiśniewski, wskazując na potrzebę rozwoju sector cooplingu, czyli łączenia sektorów energetycznych, najpierw z ciepłownictwem, potem z transportem. – Takie ścieżki proponuje KE w ramach europejskiego paktu na rzecz czystego przemysłu – dodaje Wiśniewski.

Jak wyliczał, dotychczas Europa budowała rocznie 50–60 GW mocy w źródłach wiatrowych i fotowoltaicznych. Obecnie plany zakładają że do 2030 r. będzie to nawet 100 GW. Jednocześnie jednak założono wzrost elektryfikacji z 24 do 32 proc. – Nie możemy więc rozwijać energetyki w Polsce w oderwaniu od tych ambicji, bo różnice w cenach energii będą się tylko pogłębiać na naszą niekorzyść – powiedział Wiśniewski.

Wiatraki na morzu dadzą stabilizację?

Z kolei zdaniem Adama Ferensa, dyrektora ds. sieci elektroenergetycznych w Polenergii, aby tę stabilność systemu energetycznego zachować, należy wziąć pod uwagę morskie farmy wiatrowe. – Planowane w KPEiK 18 GW mocy w wietrze na morzu do 2040 r. da tę stabilizację polskiej energetyce, zwłaszcza że sprawność morskich turbin osiąga niemal 50 proc., a więc jest ona zbliżona do elektrowni konwencjonalnych. Pierwsza faza rozwoju morskich farm wiatrowych to sukces zarówno Polski, jak i partnerów zagranicznych. Żeby system energetyczny był stabilny, potrzeba właśnie wielkoskalowych źródeł energii. Morska farma wiatrowa jest najmniej pogodozależna i bardzo ładnie uzupełnia się właśnie farmami solarnymi i lądową energetyką wiatrową – powiedział. Zaznaczył jednak, że aby zrealizować te 18 GW w wietrze, konieczna jest zmiana legislacji. – Trzymamy kciuki za to, że po konsensusie w parlamencie także i prezydent złoży podpis pod nowelizacją ustawy offshore, która usprawni grudniową aukcję offshore – powiedział.

Te duże ambicje związane z morską energetyką wiatrową nieco studził minister Motyka, który podkreślił, żeby nie tworzyć mylnego wrażenia, jakoby energetyka jądrowa czy elektrownie gazowe opóźnią się, a my zostaniemy tylko z energetyką wiatrową na morzu. – Musimy pamiętać, że ta technologia dopiero zaczyna się u nas rozwijać, a problemy branży są widoczne w Europie. Musimy też patrzeć na ceny energii, które powinny być determinantą całego procesu, zwłaszcza jeśli mówimy o kosztach bezpieczeństwa im dalej w głąb morza – przypomniał.

Rosnące koszty stabilizacji mocy

Z kolei zdaniem Wojciecha Graczyka, dyrektora pionu polityki energetycznej, regulacji i obsługi prawnej w E.ON Polska, samo wprowadzenie taryf dynamicznych w dystrybucji, o których jest coraz głośniej, nie poprawi sytuacji, zwłaszcza przy dzisiejszych dylematach związanych z kalkulacją opłaty mocowej, która będzie rosła.

– Dyskusje o przesunięciu szczytu produkcji pomiędzy latem a zimą prowadzą do tego, że dochodzimy do godzin, gdzie koszty energii nie wynoszą już o 40 zł za MWh czy 200 zł za MWh, ale mówimy o godzinach, kiedy one wynoszą 800 zł i więcej. Płacą za to ci, którzy nie są w stanie dostosować się do dużych wahań cen energii w ciągu dnia. Dlatego zgadzam się z koniecznością przebudowy rynku energii. Należy zmienić model opłat dystrybucyjnych i przesyłowych, które bazują na wolumenie, który jest przesuwany, na bardziej związany z mocą przyłączeniową – mówił Graczyk.

Dotychczas w systemie energetycznym mieliśmy np. 30 tys. MW mocy, z czego energię produkowało ok. 25 tys. MW. Teraz ta moc rośnie do 60–70 tys. MW i pod to muszą być wybudowane przyłączenia. – Może pojawić się opór społeczny, dlaczego społeczeństwo ma za to płacić. Dlatego zwracamy uwagę na potrzebę zmiany tegoż modelu na ten związany z mocą przyłączeniową, z której korzysta wytwórca czy odbiorca – sygnalizował Graczyk.

Aby zmniejszyć koszty rosnącej opłaty mocowej, zdaniem Grzegorza Wiśniewskiego należy postawić na lokalne bilansowanie właśnie dzięki energetyce rozproszonej jak najbliżej samej produkcji energii.

Tobiasz Adamczewski przyznał, że koszty zabezpieczenia dostaw z rynku mocy do stabilniej produkcji energii są faktycznie bardzo wysokie, ale musiało to nastąpić. – To nie wynika z faktu, że technologie są bardzo drogie, ale zbyt późno podejmujemy decyzje i nie wynika to z wcześniejszego planowania. Potrzebujemy więc KPEiK, aby rynek wiedział, w co inwestować, bo inaczej, bez jasnych planów, rośnie ryzyko inwestycyjne – dodawał.

Magazyny energii rozwiążą część problemów

Część zgłoszonych problemów mogą rozwiązać magazyny energii, takie jak naturalne, w postaci zbiorników wodnych (elektrownia szczytowo-pompowa), które już posiada PGE w Żarnowcu, ale także te litowo-jonowe, które spółka realizuje. – Magazyny energii, którymi dzisiaj dysponuje PGE, wystarczą na kilka godzin, aby przejść przez godziny popołudniowe, zebrać nadmiar zielonej energii i następnie oddać ją wieczorem – mówił Krzysztof Müller, prezes PGE Energetyka Odnawialna z Grupy PGE.

Jak podkreślił, jeszcze kilka lat temu wydawało się, że magazyny energii to odległa melodia przyszłości, a już teraz magazyny energii wzorem fotowoltaiki tanieją. – W związku z tym powinniśmy im ułatwić wejście do systemu energetycznego, ale z drugiej strony jest ważne, aby kolejny raz nadmiernie nie rozbudowywać infrastruktury tylko po to, aby podłączyć magazyn – powiedział prezes PGE EO. Jego zdaniem, biorąc pod uwagę dni w ciągu roku bez słońca i wiatru, których zdarza się ok. 20, warto rozważyć, czy jest sens budowania kolejnych nowych elektrowni gazowych tylko i wyłącznie na kilka dni pracy w ciągu roku. – Dzisiaj problemem dla polskiej energetyki nie jest tzw. susza pogodowa, ale przejście przez godziny południowe wysokiej generacji OZE, a następnie przez godziny popołudniowe i wieczorne z niską generacją OZE, a jednocześnie z wysokim zużyciem – powiedział Müller.

Grzegorz Wiśniewski zwrócił uwagę, że wszyscy nasi sąsiedzi mają niższe ceny energii. – W związku z tym nasza energetyka traci konkurencyjność. My zaś zamiast kumulować jak najwięcej tej taniej energii, to wyłączamy te źródła, bo chwilowo mamy nadmiar produkcji. Tylko do końca sierpnia wyłączyliśmy w ramach redysponowań Polskich Sieci Elektroenergetycznych blisko 1 TWh energii z OZE. Przez brak elektryfikacji doprowadzamy do marnotrawstwa i ono będzie postępowało – powiedział.

Grzegorz Lot, prezes Grupy Tauron, wskazał zaś, że teraz trudno jest zarządzać OZE w kontekście redysponowania, zwłaszcza jeśli mówimy o 1,5 mln prosumentów. – Falowniki takich małych instalacji nie są zintegrowane z magazynami energii i nie da się nimi sterować – powiedział.

Kiedy mapa drogowa dla polskiej energetyki

Polski rząd nie przedstawił jeszcze Komisji Europejskiej ostatecznej wersji Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu. Zwłoka wynosi już ponad rok. Dlatego też Komisja Europejska pozwała Polskę do TSUE za niedostarczenie ostatecznie zaktualizowanego KPEiK.

Minister Motyka zadeklarował, że rząd prześle dokument tak szybko, jak to tylko możliwe. – Do końca roku ostateczna wersja dokumentu trafi na rządowe komitety. My jako Ministerstwo Energii już zmieniliśmy w paru elementach ten dokument pod wpływem bezpieczeństwa energetycznego i sugestii operatora sieci przesyłowej, a także samorządów. Najwięcej zmian jest w ciepłownictwie. Zmiany pod wpływem operatora dotyczą m.in. uwzględnienia w szerszym stopniu planów inwestycyjnych związanych np. z mocami jądrowymi do 2040 r. Zakładamy, że docelowo będzie więcej energii z atomu niż w poprzedniej wersji dokumentu – mówił Motyka i zaznaczył, że w kontekście udziału węgla niewiele w KPEiK się zmieni, ale wskazał, że planowane jest opcjonalnie wydłużenie życia elektrowni węglowych, jeśli tego będzie wymagało bezpieczeństwo dostaw.

Taki układ zdaniem Grzegorza Lota, prezesa Taurona, wydaje się być optymalny. – Rząd musi patrzeć znacznie szerszej niż spółki. Mamy różnie wydarzenia jak wojna i z punktu widzenia bezpieczeństwa wydłużenie życia elektrowniom węglowym o dwa czy trzy lata to całkowicie zrozumiała przesłanka. Stąd też umowa między spółką a państwem co do trzymania tych bloków pod pewnymi warunkami. Pamiętajmy, że te bloki węglowe odgrywają teraz jedynie rolę stabilizatora i emitują tyle, ile wynika z ich pracy, a będą pracować niewiele, bo 1–2 tys. godzin w ciągu roku – mówił Lot. Wskazał, że aukcje dodatkowe, które wydłużają życie elektrowniom węglowym, to także duży wysiłek po stronie spółek, zwłaszcza że nie mamy pewności, czy dany blok na kolejny rok zmieści się w systemie energetycznym i otrzyma wsparcie. – Przygotowanie takich bloków to setki milionów złotych, które musimy wydać. Po 2030 r. jednak utrzymanie tych bloków znacząco wzrośnie – powiedział Lot.

Rynek i taryfy na nowo

Zdaniem Lota należy na nowo przemyśleć konstrukcję rynku energii, aby konsumpcja energii podążała za profilem produkcji OZE, a taryfa dla gospodarstw domowych powinna zaangażować konsumenta, aby ten mógł korzystać z tej transformacji. – Bez rozwoju dynamiki zaangażowania klientów będzie nam bardzo trudno, aby sięgnąć po te korzyści w postaci niższych cen. Jeśli pozostaniemy przy obecnym modelu taryfowania i dojdą nam kolejne pozycje na rachunku, to faktycznie niektórzy mogą płacić więcej. Jeśli jednak popatrzymy sobie na klientów, którzy zmieniają profile zużycia energii elektrycznej i podążają za pracą OZE, to oni płacą mniej – wskazał Lot.

Jak dodał, ważna jest także kwestia ścięcia nadwyżek energii z OZE w środku dnia dzięki magazynom energii. Wiśniewski zwrócił jeszcze uwagę na konieczność informowania społeczeństwa, ile płaciłoby za energię, gdyby nie transformacja i OZE.

Odległość dla wiatraków straciła na znaczeniu

Z racji zawetowania przez prezydenta Karola Nawrockiego dalszej liberalizacji ustawy wiatrakowej pojawia się pytanie, czy przy dystansie 700 m jako minimalnej odległości od najbliższych zabudowań, będzie można jeszcze budować zupełnie nowe projekty wiatrowe.

Zdaniem Adama Ferensa obszarów pod nowe farmy wiatrowe jest coraz mniej, ale głównie ze względu na inne ograniczenia, jak np. hałas coraz to mocniejszych turbin. – Dlatego dzisiaj to nie odległość określa warunki inwestycje, ale np. poziom decybeli, a także odległości od infrastruktury, stref przelotów, wojska, stref zabudowy itd. Natomiast chcielibyśmy, żeby pakiet uproszczeń dla branży, o którym mówi rząd, wszedł w życie. Przy obecnym prawie i 700 m będzie tym faktorem, który przyspieszy rozwój energetyki. Światełkiem w tunelu jest możliwość modernizacji starszych turbin wiatrowych – powiedział przedstawiciel Polenergii­­.

Minister Motyka podkreślił, że w najbliższym czasie pojawią się przepisy, które przyspieszą rozwój energetyki wiatrowej na lądzie.

Grzegorz Lot także przyznał, że dystans 500 czy 700 m przy rozwoju technologii nie ma większego znaczenia. Jeśli inwestor planuje budowę farm o mocy powyżej 5 MW, to one muszą już być oddalone od zabudowań na odległość 700 m. – W przypadku repoweringu ćwiczymy możliwe warianty. Póki co okazuje się, że lepszym rozwiązaniem może okazać się postawienie nowych wiatraków ze względu większą turbinę, która potrzebuje nowych fundamentów – podsumował.