Największe zdziwienie 2021 roku – genialny plan, przypadek czy cud statystyczny w energetyce odnawialnej?

Wiele wydarzeń z końca 2021 roku można było przewidzieć już rok wcześniej, np. czwartą falę pandemii, inflację, ale zapewne nikt nie przewidywał, że Polska z dużym zapasem spełni swoje międzynarodowe zobowiązanie uzyskania minimum 15 proc. udziału energii z OZE w 2020 roku.

Wg przekazanego w grudniu Komisji Europejskiej raportu GUS pt. „Energia ze źródeł odnawialnych w 2020 r.”, Polska w 2020 roku uzyskała 16,13% udziału energii z OZE w finalnym zużyciu energii brutto i w świetnym stylu (tzw. „rzutem na taśmę”) wypełniła swój przyjęty  jeszcze w 2009 roku cel, przekraczając minimalne zobowiązania aż o 1,13 punku procentowego (pp.). Komisja Europejska, z pomocą Eurostat, już zastawiła dane z krajowych urzędów statystycznych i okazało się że prawie wszyscy mają powody do zadowolenia. Cała Unia (UE-27) przekroczyła swój ogólny cel - 20 proc. udziału energii z OZE w 2020 roku - o niemal 2,1 pp. Jedynie 4 kraje członkowskie (Francja, Holandia, Belgia i Słowenia) nie spełniły swoich celów i nie wypełniły międzynarodowych zobowiązań.

O ile spełnienie celów przez UE i brak szans Francji i Holandii na wywiązanie się ze zobowiązań były spodziewane, to Polska zaskoczyła. Dane GUS za poprzedni rok wskazywały, że Polska miała udział OZE wynoszący 12,16% i do spełnienia 15 proc. celu wiele brakowało. Nawet jak w 2019 roku udział OZE został rekordowo podniesiony o niemal 0,7 punktu procentowego (pp.), to do osiągnięcia wymaganych za zaledwie 12 miesięcy 15 proc. było beznadziejnie daleko – aż 2,8 pp.!

Pewnie większość czytelników pomyśli, że o sukcesie mogły zdecydować takie czynniki jak  spowodowany pandemią spadek zapotrzebowania na energię (mniejszy mianownik) lub sukces fotowoltaiki w 2020 roku. Nie są to tezy, które dałyby się potwierdzić. To prawda że w 2020 roku spadło zapotrzebowanie na wszystkie nośniki energii razem wzięte o 3,6% r/r (rok do roku 2020/2019; nb. w latach 2019/2018 był odnotowany analogiczny spadek 1,9% r/r), ale nie jest to kluczowy czynnik. Gdyby zapotrzebowanie na energię nie spadło, dalej cieszylibyśmy się  sukcesem z udziałem OZE wynoszącym 15,6% (zysk rzędu 0,6 pp.). Również fotowoltaika wniosła znikomy wkład w realizację ogólnego  krajowego celu- zaledwie 0,23 pp. W zużyciu energii elektrycznej brutto (OZE dostarczyły 16,2% energii elektrycznej) udział PV był już zauważalny  i wynosił 1,15  pp. Tu wynik dała przede wszystkim energetyka wiatrowa z wkładem 8,8 pp., czyli grubo powyżej 50% całości zielonej energii elektrycznej.

Jak GUS wyjaśnia przyczyny i rozmiary sukcesu

Ogólnie, cel OZE Polska zrealizowała tak łatwo dzięki spalaniu drewna (ogólnie biomasy) w gospodarstwach domowych, która podniosła udziały energii z OZE o ponad 2 pp., choć nikt zmasowanych inwestycji w wykorzystanie biomasy na cele grzewcze nie widział. Zdaniem GUS energia pozyskiwana z OZE  w 2020 r. (w odniesieniu do krajowego zużycia całości energii finalnej brutto: tj. łączne zużycie energii elektrycznej+ ciepła+ paliw transportowych) pochodziła odpowiednio z biopaliw stałych (71,61%), energii wiatru (10,85%) i z biopaliw ciekłych (7,79%).

Wysoki udział biopaliw stałych (niemal 72%) w realizacji celu ogólnego OZE nie musi od razu budzić zdziwienia. Polska zawsze miała wysokie udziały biomasy w wytwarzaniu energii z OZE. Np. w 2017 roku udział biopaliw stałych w pozyskaniu energii z OZE wynosił 67,9%,  w UE – 42%, ale np. Finlandia i Litwa przekraczały odpowiednio 73 i 78%. Zdziwienie mogą budzić trendy z lat 2018-2020 prowadzące do sukcesu, które - zdaniem GUS - tak się prezentowały w odniesieniu do roku referencyjnego (2010) – kluczowy rysunek z raportu statystycznego.

Przełamanie niekorzystnego dla OZE trendu nastąpiło w 2018 roku. Jak wyjaśnia GUS, dane za lata 2018 i 2019 zostały skorygowane w stosunku do wcześniej opublikowanych w zakresie zużycia biopaliw stałych przez gospodarstwa domowe (skorygowane zostały trzy pozycje bilansowe dotyczące biopaliw stałych, tj.: pozyskanie, zużycie krajowe oraz zużycie finalne w gospodarstwach domowych), w efekcie rewizji metodologii obliczania ilości zużycia biopaliw stałych przez gospodarstwa domowe, która polegała na poszerzeniu zakresu danych wykorzystywanych do obliczania bilansu o dodatkowe źródła danych.

Zmiana metodologii w zakresie zużycia biopaliw stałych spowodowała zdecydowaną zmianę trendu obserwowanego jeszcze niedawno w poprzednich raportach GUS za lata 2018 i 2019.

Nie jest łatwo wyjaśnić co się stało w 2018 roku i dokładnie na czym polegała głęboka korekta w statystyce publicznej.  Metodologia zastosowana do przeprowadzenia korekty jest słabo udokumentowana w publicznie dostępnych źródłach informacji, brak także dostępu do danych źródłowych wykorzystanych w celu jej dokonania, w tym ich weryfikacji. Raporty GUS za lata 2020 i 2019 są bardzo lakoniczne. Wcześniejsze raporty 2012-2018 były bardzo szczegółowe (70-90 stron), także od strony metodologicznej, podczas gdy raporty za ostatnie dwa lata publikowane są w formie 7-stronicowych syntez.

Kluczem do zrozumienia sukcesu w rozwoju OZE w ostatnich latach jest policzenie ilości biomasy stałej zużytej w paleniskach gospodarstw domowych i jej kaloryczności. Metodyka liczenia celów OZE wg poprzedniej dyrektywy o OZE (2009/28/WE) i szczegółowa implementacja zasad liczenia celu wdrożona przez Eurostat zakładają, że w przypadku obliczania ilości ciepła z niekomercyjnych OZE liczy się wsad energetyczny biomasy, a nie faktyczna ilość ciepła z niej wytworzonej (innego rodzaju uproszczenia, bazujące na zakładanych współczynnikach wydajności zastosowano w przypadku pomp ciepła). Różnica zasadniczo nie jest aż tak duża, gdyż dobrej jakość kocioł automatyczny na biomasę ma sprawność ponad 90% (gorzej w przypadku kotłów wielopaliwowych starego typu i kominków bez płaszcza wodnego, a jeszcze gorzej jeżeli spalane drewno jest zawilgocone, nie jest w stanie powietrzno-suchym). Czyli do faktycznej oceny ilości ciepła z OZE w danym roku trzeba znać dobrze stan i strukturę urządzeń grzewczych oraz rodzaj i wilgotność zużywanej biomasy w każdym z kotłów, piecyków lub trzonów kuchennych

Na potrzeby sprawdzania realizacji celów OZE liczy się wsad, czyli powinniśmy znać zużycie różnego rodzaju biomasy w m³, wilgotność i wartość o kaloryczność. GUS kieruje się wytycznymi („Zasady metodyczne badań statystycznych z zakresu OZE” z 2016r.) jeśli chodzi o ciężar właściwy (od 10,5 do 0,8 t/m3) i wartość kaloryczną zużytej biomasy – tabela (wartości przeliczono na MWh/t).  Jak widać poruszamy się w bardzo dużym zakresie zmienności. Przyjmiemy dla ustalenia uwagi i uproszczenia, że zużyta biomasa miała uśrednione parametry:  gęstość średnio 0,64 t/m³ i wartość opałową równą 3,64 MWh/t.

Nie wiadomo jak głębokimi danymi z badań o strukturze zużycia drewna opływowego GUS dysponuje, ich wyniki nie są publicznie dostępne. Najpełniejsze dane mógł dostarczyć tegoroczny Narodowy Spis Powszechny, który co prawda nie pytał o rodzaj lub ilość zużytego drewna, ale wśród pytań  o  główny sposób ogrzewania mieszkania wystąpiły piece. Niemniej jednak na liście pytań NSP trudno doszukać się takiej pozycji, która pozwoliłaby w sposób ilościowy udokumentować  deklarowane wykorzystanie biomasy. Pełne, końcowe wyniki NSP będą dostępne dopiero w marcu ‘2024, po tzw. „consensus hub”. Poza tym badania dotyczyły roku 2021, a nie 2018, 2019 i 2020. Podjęcie próby zrozumienia istoty sukcesu w OZE wymaga oparcia się cząstkowych badaniach na małych próbkach (być może GUS takimi, poza dotychczas publikowanymi, dysponuje), a zasadniczo na szacunkach, założeniach i uproszczonych analizach.

Czy faktycznie mamy biomasę energetyczną – drewno opałowe ?

Przyjmując jako wartość referencyjną średnią wartość opałową drewna (3,64 MWh/t) można łatwo wyliczyć, że ze korekta metodologiczna za 2018 oznacza, że polskie gospodarstwa domowe (w zasadzie domy jednorodzinne) zużyłyby 26,3 mln ton biomasy drzewnej, czyli o 10 mln ton/rok więcej niż przed korektą – rysunek.

Są to olbrzymie ilości. Polska ma stosunkowo niskie wykorzystanie biomasy w systemach ciepłowniczych, stąd warto zrobić eksperyment myślowy w odniesieniu wyłącznie do ogrzewania indywidualnego. Ile drewna zużywałoby gospodarstwo domowe na potrzeby grzewcze i czy mamy w kraju wystarczająco drewna opałowego ? Założenie, że całość drewna na cele grzewcze jest zużywana bezpośrednio w gospodarstwach domowych  i tak zaniża zapotrzebowanie na drewno, gdyż w przypadku ciepłowni wg wymagań dyrektywy, do energii z OZE zalicza się faktyczna  ilość ciepła wytworzonego pomniejszona o sprawność, a nie wsad w postaci jego wartości opałowej.    

Ostatni spis powszechny z 2011 roku zatwierdzonymi wynikami wykazał, że było wtedy 4,346  mln domów jednorodzinnych (ogółem było wtedy 6 mln wszystkich budynków mieszkalnych), w tym na wsi 3,269 mln. Gdyby dla uproszczenia przyjąć, że wykorzystana w 2020 roku biomasa była używana do ogrzewania we wszystkich domach na wsi (wg stanu na 2011r.), średnie jej zużycie wyniosłoby 8 ton/budynek. Ale jak jest naprawdę?

Wg wcześniejszych  publikacji GUS („Zużycie energii w gospodarstwach domowych”), w 2018 roku paliwa stałe były wykorzystywane przez 45,4% gospodarstw domowych. Dwa najważniejsze i najpowszechniej stosowane paliwa stałe to węgiel kamienny i drewno opałowe. GUS podkreślał, że węgiel kamienny i drewno opałowe „zużywane są zazwyczaj jednocześnie lub zamiennie w tych samych kotłach i piecach”[podkreślenie aut.] Mniej gospodarstw domowych zużywało wyłącznie węgiel (15,3% gospodarstw) lub wyłącznie drewno (7,3%)

Jeżeli bardziej realistycznie przyjąć, że 30% domów jednorodzinnych spalało wyłącznie drewno na potrzeby grzewcze, to roczne zużycie w wiejskim domu jednorodzinnym wyniosłoby 26.8 ton/budynek, czyli 41 m³ na sezon grzewczy (ok. 57 metrów przestrzennych!). Osobom, które w praktyce ogrzewają się wyłącznie drewnem takie ilości mogą wydać się nierealne. Oczywiście gdyby założyć, że wszystkie paleniska w 2018 roku zużywały wyłącznie drewno w stanie wysuszonym (powietrznio suchym, wilgotność 15%), ilość drewna zużytego w 2018 roku wg nowej metodologii GUS spadłaby z 26,6 do 23,3 mln ton (sama korekta podniosłaby zużycie drewna o 8 mln ton/rok), a zużycie na jeden budynek mieszkalny wyniosłoby 7,1 tony czyli 36,5 m³ w sezonie grzewczym  (to też olbrzymia ilość drewna).

Wyliczone szacunkowe zużycie drewna wydaje się też niezwykle ambitne, jeżeli porównać je do globalnego pozyskania drewna w lasach publicznych (jest to gro pozyskiwanego drewna i najlepiej udokumentowane). Dla porównania całkowite pozyskanie drewna w lasach publicznych w  2018 roku wyniosło 45,6 mln m³ , w  tym pozyskanie całości drewna opałowego (grubizna liściasta i iglasta oraz drewno małowymiarowe) wynosiło tylko  5,1 mln m³.  Tymczasem  wyliczone powyżej zużycie drewna  wyłącznie na cele grzewcze (26,3 mln ton) w 2018 roku  jest równoważne 42 mln m³ .

Rok 2018 był ciepły, o małej liczbie stopniodni grzania, ale oczywiście można zakładać, że właściciele domów jednorodzinnych przez kilka lat gromadzili zapasy drewna na 2018 rok lub nastąpił masowy import drewna opałowego (niestety baza danych handlu zagranicznego też nie jest publicznie dostępna). Niezależnie od różnych hipotez, dane o zużyciu drewna na cele grzewcze w Polsce były imponujące, a po korekcie metodologicznej w 2018 roku mogą zaskakiwać

Implikacje nadzwyczaj dobrych wiadomości w segmencie OZE

Polska powinna walczyć o wykazanie w raporcie końcowym z realizacji dyrektywy 2009/28/WE każdą, wyprodukowaną w 2020 roku, kilowatogodzinę energii z OZE, a w szczególności z biomasy, skoro polskie OZE biomasą stoi. Taki jest interes gospodarczy kraju. Być może niektóre kraje wykorzystują brak precyzji dyrektywy (nie powinna powodować zbytnich obciążeń administracji) lub luki w systemach statystycznych (brak pełnego wdrożenia przepisów UE). Niech to weryfikuje Komisja, za to jej płacimy. Ale tym bardziej należy mieć nadzieję, że GUS opublikuje szerszy raport z danymi źródłowymi i rozwieje wątpliwości oraz uzyska potwierdzenie swojej metodologii w Komisji Europejskiej (póki co KE traktuje wszystkie dane jako wstępne - „provisional”). Jednak nikt (zwłaszcza rząd i branża OZE) po zakończeniu 10 letniego okresu wdrażania i rozliczania dyrektywy nie powinien być zaskakiwany dokonywaną już post factum, tak głęboką, korektą danych. Na rewizję metodologii lub zgłaszanie do Komisji ew. odstępstw od wymagań był czas (inne kraje to robiły).

Dlatego sam fakt głębokiej korekty w momencie rozliczania z obowiązku może budzić największe wątpliwości. Oznacza to bowiem, że rząd i inwestorzy przez dekadę działali nieracjonalnie i ponosili nadmierne koszty lub nie skorzystali z możliwości. Wcześniejsza wiedza o szykującej się nadwyżce mogła też przynieść dodatkowe przychody  budżetowe w postaci tzw. „transferu statystycznego” (mogliśmy sprzedać np. Holandii  1,16 proc nadwyżkę, czyli 9,7 TWh za co najmniej 800 mln zł; ceny transferów wynosiły ok. 20 Euro/MWh). GUS, wiedząc o rezerwach statystycznych w energetycznym wykorzystaniu biomasy powinien znacznie wcześniej wdrożyć procedury, które poprawiłyby wiarygodność danych statystycznych w zakresie biopaliw stałych.  W krajach, które stawiają  na biomasę na cele grzewcze dane statystyczne zbierają np. kominiarze (Austria).

Wykazany przez GUS „sukces dekady” w OZE może, równie nieoczekiwanie, stać się początkiem innego rodzaju kłopotów w kolejnej dekadzie. UE zakłada dalszy szybki wzrost OZE w latach 2021-2030 i coraz bardziej ogranicza niezrównoważone wykorzystanie biomasy  i oczywiście dostosowuje metodologię. Pierwszy punkt kontrolny postępów w rozwoju OZE wg nowej dyrektywy OZE  to udziały energii z OZE w 2022 roku (KE będzie weryfikowała dane w 2023 roku).  Do końca 2022 roku Polska powinna utrzymać stan z 2020 roku i dodatkowo osiągać 20% nowego celu z lat 2021-2030. Jeżeli nawet faktyczne w 2020 roku doszło do zbiegu wielu niezwykle korzystnych zjawisk, to trudno zakładać, że trend wzrostu wykorzystania biomasy bez realnych inwestycji w dedykowane kotły najwyższej klasy i pozyskanie dobrej jakości drewna się utrzyma, będzie raczej odwrotnie- nastąpi regres.

W ramach Fit-for-55 UE planuje objąć opłatami za emisję CO₂ dotychczasowy sektor „non-ETS”, w tym m.in. indywidualne ogrzewanie domów jednorodzinnych i wielorodzinnych. Cele emisyjne w tym segmencie na 2030 rok będą liczone na zasadzie tzw. burden sharing, biorąc pod uwagę emisje w referencyjnym 2005 roku i ostatnie dostępne dane (prawdopodobnie za 2020 rok). Świetnym wynikiem za 2020 rok w wykorzystaniu biomasy w ogrzewnictwie wykazaliśmy olbrzymi postęp w redukcji emisji CO₂ (wzrost ilości biomasy o 50% w latach 2005-2020) w sektorze non-ETS i zapewne czynnik ten będzie wzięty pod uwagę przy wyznaczaniu nowych, równie ambitnych celów. 

Możemy dowcipkować (co zresztą ma miejsce na forach branżowych) nt. „cudu statystycznego”, jednak byłoby to nie na miejscu wobec powagi sytuacji. Stajemy jako kraj wobec wątpliwości co do faktów, ale i niepewności co do dalszych trendów i skali wyzwań, które nas czekają. Dlatego w interesie nas samych leży wyjaśnienie być może największego zaskoczenia w całej energetyce w 2021 roku.

20 lat Instytutu Energetyki Odnawialnej – spółka z nieograniczoną odpowiedzialnością za przyszłość

20 lat temu, u zarania nowoczesnej energetyki odnawialnej w Polsce, postał Instytut Energetyki Odnawialnej. IEO działając na rynku był królikiem doświadczalnym (elegancko "pionierem”), świadkiem i barometrem rynku OZE. W tym sensie historia IEO, dobre i gorsze czasy, to też historia OZE. Nie chciałem aby ten tekst był li tylko laudacja dla Jubilata. Mam nadzieję, że jest to szersza refleksja o nowożytnej historii energetyki odnawialnej w Polsce,  która zaczęła się z początkiem XXI wieku.

Powstanie IEO związane było z przemianami, które zachodziły w polskim myśleniu o energetyce od początku nowego stulecia. Impulsem do założenia IEO było przyjęcie przez Sejm w 2001 roku „Strategii Rozwoju energetyki odnawialnej” – pierwszego rządowego i zatwierdzonego przez Sejm dokumentu wyznaczającego cele udziału OZE w krajowym bilansie energetycznym na 2010 rok (7%) i długoterminowym na 2020 rok – 14%, co po 20 latach się potwierdziło.

W opracowaniu dokumentu aktywny udział brali późniejsi pracownicy IEO. Zespół ten opracowywał  założenia do rządowej „Strategii” i miał zamiar wziąć aktywny udział w jej wdrażaniu.  Nie było to jednak możliwe w ówczesnej formule, w jakiej zespół działał.

Mało kto dziś pamięta okoliczności jakie doprowadziły do założenie IEO, który jest spółką z o.o. (co niektórzy lubią odkreślać jako wadę, a z czego zarząd jest bardzo dumny). Wtedy dla nas – założycieli – 23 entuzjastów OZE, formuła spółki (pracowniczej) wydawała się znacznie bardziej demokratyczna i niezależna niż rozważana jako alternatywa Fundacja. W ten sposób zostaliśmy - jak to niektórzy nazywają – „spółka z nieograniczoną odpowiedzialnością za przyszłość”.

Kamienie milowe w rozwoju rynku OZE w Polsce

Początkowe nadzieje na rozwój rynku OZE i zapotrzebowanie na usługi naukowo-badawcze i doradcze okazały się zbyt optymistyczne. W ciągu tych lat Instytut przeżywał szereg zawirowań w polityce i prawie (fakt, czasami sami byliśmy sprawcami części z nich 😊), które zazwyczaj poprawiały sytuację na rynku i stawały się kamieniami milowymi dla całej branży OZE. Wymienić wypada:

1)   pierwszy w Polsce projekt ustawy o OZE  z 2003 roku i jej uchwalenie dopiero w 2015 roku (jedna z najdłużej procedowanych ustaw w historii III RP);

2)   ustalenie w 2003 roku, w negocjacjach przedakcesyjnych,  polskiego celu w zakresie OZE – 7% na 2010 rok  (zgodnego ze „Strategią” dla OZE  z 2001 roku;

3)   przystąpienie do Unii Europejskiej w 2004 roku;

4)   trzy unijne pakiety klimatyczno-energetyczne, w tym system handlu emisjami ETS (2004), dekarbonizacja (2011) i neutralność klimatyczna (2020);    

5)   trzy dyrektywy o promocji OZE z 2001, 2009 i 2019 roku

6)   wprowadzanie systemu zielonych certyfikatów (od 2005 roku), jako formy wdrożenia pierwszej dyrektywy o OZE.

Pomimo pozytywnych impulsów w postaci dokumentów strategicznych UE, sposoby wdrożenia ich do polskiego prawa, a także praktyka rynkowa kształtowana przez krajowe regulacje pozostawiały wiele do życzenia. Niestety, z tych powodów miały miejsce sytuacje trudne dla branży lub regulacje nietrafione, lub zdecydowanie spóźnione jak dla pionierów (takich jak IEO), takie jak:

1)           antyekologiczna i oszukańcza ustawa o biopaliwach, niestety z wrzutką z „innymi roślinami” z 2003 roku;

2)           brak woli politycznej do koniecznej już w 2011 roku reformy systemu zielonych certyfikatów i mniej lub bardziej świadome doprowadzenie do „gnicia” rynku, które trwało aż do uruchomienia systemu aukcyjnego (2018);

3)           zablokowanie w 2016 roku rozwoju energetyki wiatrowej niemądrą regulacją „10H”, która, jak żadna inna, podkopała zaufanie inwestorów i ciągle negatywnie wpływa na ceny energii, wskaźniki ekorozwoju i klimat inwestycyjny w Polsce;

4)           ignorowanie alarmujących informacji o ryzyku niewypełnienia 15% celu OZE na 2020 rok (pierwsze sygnały wychodziły z IEO już w 2015 roku, ostatni raport dla rządu, kiedy można było jeszcze podjąć działania naprawcze, został przygotowany na wiosnę 2018 roku);

5)           zablokowanie wprowadzenia taryf gwarantowanych dla prosumentów w 2016 roku, które na szczęście skompensowane zostało programu dla prosumentów „Mój prąd” (2019).

Uważamy w IEO, że niemądre prawo w końcu  przegra z technologią, postępem i racjonalnością ekonomiczną oraz fundamentalnymi zasadami zrównoważonego rozwoju. Pomimo psucia rynku, właśnie rynek i przemysł były podstawowym źródłem przychodów IEO od początku działalności. O ewentualne dotacje z unijnych programów badawczych walczyliśmy w warunkach pełnej konkurencji z o wiele większymi grupami międzynarodowymi.

Co się udało?

Przychody w branży OZE to sytuacja bardzo zmienna i każdy praktykujących w tej branży  o tym wie. Dlatego wobec częstych zawirowań, cechą charakterystyczną IEO była zawsze dość szeroka oferta usług i produktów oraz elastyczność i dostosowanie się do potrzeb klienta, przy zachowaniu misji organizacji jako think-tanku, promując myślenie w kategoriach strategicznych.

Byliśmy bardzo aktywnym kreatorem i uczestnikami szybko rozwijającego się od 2001 rynku energetyki wiatrowej, niezależnie od tego że przeżywał nie tylko spektakularne wzloty, ale i upadki. W latach 2001-2003 byliśmy autorami projektu pierwszej profesjonalnej farmy wiatrowej o mocy rzędu 50 MW.  Obecnie, po 20 latach, w obliczu nieracjonalnej regulacji „10H”, aktywnie poszukujemy miejsc i rozwijamy projekty rzędu 5 MW na obszarach przemysłowych, aby obniżyć ceny energii dla przemysłu. Wiele energii poświęcamy na to, aby wykazać szkody dla gospodarki kraju jakie przynosi uporczywe trwanie przy złej regulacji „10H. 

Wdrażaliśmy do produkcji przemysłowej własny patent na kolektor słoneczny. Integrowaliśmy rozproszony sektor energetyki słonecznej cieplnej i w 2009 roku doprowadziliśmy do pierwszego w Polsce programu mikro dotacji NFOŚiGW dla kolektorów słonecznych, a potem następcy - programu „Prosument”.

Przygotowywaliśmy kluczowe dla rządu, stowarzyszeń branżowych i firm dokumenty strategiczne z obszaru OZE i roli energetyki odnawialnej w miksach energetycznych. Zwracaliśmy uwagę (już przed 2010 rokiem) na znaczący potencjał morskiej energetyki wiatrowej, w tym możliwość zaangażowania polskich podmiotów w jej rozwój.

Zaproponowaliśmy po raz pierwszy w Polsce metodykę rozłożonego koszty energii LCOE jako kryterium porównawcze dla różnych technologii OZE i energetyki konwencjonalnej, konsekwentnie twierdząc, że OZE musi stać się konkurencyjne na rynku. Tą metodą wykazywaliśmy np. że, już po katastrofie w Fukushimie (2011) energetyka wiatrowa stała się tańsza od atomu i (już w 2012) że instalacje prosumenckie staną się opłacalne w 2020 roku.

W 2012 roku postawiliśmy na fotowoltaikę, stwierdzając, że znaczący spadek kosztów tej technologii zwiększył jej potencjał ekonomiczny na terenie Polski w stosunku do naszych poprzednich przewidywań. Była to długoterminowa inwestycja, na którą dopiero w 2019 roku udało się uzyskać znaczące wsparcie rządowe.

Co do zasady nasze przewidywania były słuszne, choć w momencie ich przedstawienia niewielu się podobały i trzeba nam było iść pod prąd.

a)   Tak było np. przy pracach nad KPO i KPEiK  z uznanymi za optymistyczne ocenami potencjałów wykorzystania OZE do 2010 i do 2020 roku oraz z pesymistyczną prognozą rozwoju rynku zielnych certyfikatów na energię z OZE.

b)   Podjęliśmy pierwszą w Polsce próbę oszacowania potencjału wszystkich źródeł „prosumenckich” i pilotażu z wprowadzeniem taryf gwarantowanych i był to kierunek, który w latach 2012-2017 nie podobał się energetyce zawodowej i wywoływał kontrowersje w Parlamencie.

c)   Pomimo tego że w latach 2014/2015 autorską, tzw. „poprawką prosumencką” do ustawy o OZE inicjowaliśmy ruch prosumencki, na przełomie 2020/2021, jako pierwsi poinformowaliśmy (ku powszechnemu niezadowoleniu), że prosumenci indywidualni, czyli największy segment napędzający całą branżę PV „dostaje zadyszki” i trzeba uruchomić inne segmenty. 

d)   Już w 2016 roku wskazywaliśmy że trzeba równolegle rozwijać prosumentów biznesowych (autoproducentów przemysłowych), którzy ponoszą nieproporcjonalnie wyższe koszty zaopatrzenia w energię i mają olbrzymie wolne moce przyłączeniowe.

Ale pomimo krytycyzmu, denerwującego rządzących (a czasami też branżę OZE), zawsze próbowaliśmy jednak poszukiwać się konstruktywnych propozycji  zmian – sama krytyka jest zbyt łatwa.

a)     Od dekady wydajemy raport „Rynek fotowoltaikę”, zapewne najważniejszą, najbardziej wyczekiwaną corocznie w maju  publikację, która dokumentuje rozwój branży, jest barometrem koniunktury  i wyznacza trendy technologiczne.  Optymistyczne dane i prognozy z edycji 2019 i 2020 pomogły branży nie tylko przetrwać trudny czas pandemii, ale skanalizować na niej uwagę rynków finansowych i całej energetyki, wspierając obecny boom inwestycyjny.

b)     W pandemicznym 2020 roku, obserwując załamanie się łańcuchów dostaw postawiliśmy na rozwój krajowego przemysłu produkcji urządzeń PV (aby Polska nie była uzależniona w 100% od importu ogniw fotowoltaicznych z Chin) i zainicjowaliśmy szereg działań w Polsce (np. „mapa drogowa przemysłu PV” oraz, we współpracy z Ministerstwem Klimatu porozumienie sektorowe branży PV z rządem).

c)     Aktywnie wpływaliśmy na inicjatywy UE w tym zakresie  (np. kampania „Solar Europe Now” i fotowoltaiczną inicjatywę naukowo-przemysłową  IPCEI).

d)     Zainwestowaliśmy w projekt przemysłowy a potem w spółkę Giga PV S.A., która podjęła ryzyko produkcji, po raz pierwszy, w Polsce ogniw PV na skalę „gigawatową”. 

Wierzymy, że wnieśliśmy swój istotny wkład (nie tylko poprzez stawianie „scenariuszy ostrzegawczych”) w sukces polskiej fotowoltaikę. Z satysfakcją jako pierwsi w Polsce  informowaliśmy w znanych od dekady raportach nt. rynku PV, że Polska znalazła się najpierw na 5-tym miejscu pod względem nowych  mocy zainstalowanych w UE w 2019 roku i na 4-tym w 2020 roku.

Najtrudniej wycenić wkład w rozwój kapitału ludzkiego - najważniejszego czynnika w rozwoju nowej branży. Setki młodych osób podejmowało pierwszą pracę w IEO, przychodziło na staże, praktyki; -często nie kończyło się na jednych wakacjach, dziesiątki zostawało na dłużej, a część, po odejściu ze zdobytą wiedzą do dużych firm i organizacji takich Komisja Europejska, ministerstwa, NFOŚiGW, URE) stanowi niezwykle cenne grono stałych współpracowników. Zainicjowane i prowadzone przez specjalistów IEO, we współpracy z renomowanymi uczelniami technicznymi i ekonomicznymi  studia podyplomowe „Inwestycje w OZE”, których od dekady jestem opiekunem merytorycznym, wykształciły i ukierunkowały na rozwojowe obszary energetyki pond 500 wysokiej klasy specjalistów od fotowoltaiki, energetyki słonecznej i ekonomiki OZE, pracujących w najbardziej renomowanych firmach w energetyce.

Wyzwania i plany

Z czasem i z postępem technologicznym coraz bardziej stawialiśmy na źródła zeroemisyjne, choć początkowo rozważaliśmy również inne technologie. Ostatecznie jednak doszliśmy do wniosku, że Polska powinna „rzucić palenie”. 

Postawiliśmy na źródła wiatrowe i słoneczne, jeszcze wtedy gdy wielu uważało, że wyłącznie spalanie odpadów organicznych, biomasy i biogazu są jedynymi OZE właściwymi dla Polski lub, że zeroemisyjne źródła to ewentualnie geotermia i energetyka wodna.

Jak w innych przypadkach wprowadzania nowych technologii, tak i teraz nie brakuje sceptyków odnoście wybranej przez Europę drogi transformacji energetycznej, których na szczęście jest coraz mniej, z uwagi na następujące fakty. Jeszcze dekadę temu wielu energetyków twierdziło, że źródeł pogodowo-zależnych w systemie nie może być więcej niż 1-5%, tymczasem obecnie w Polsce jest to 10%, w Danii ponad 50%. Taka jest siła postępu i taki jest, oparty na podbudowie naukowej,  kierunek zmian.

Chcemy poświęcić kolejną dekadę naszych zmagań o to aby innowacyjne OZE były kluczowym elementem rynku energii i ochrony klimatu.

 Uczestniczyliśmy lub uczestniczymy łącznie w 50 międzynarodowych projektach badawczych finansowanych przez UE. W  2010  roku IEO nominowany był do nagrody tzw. „Kryształowej Brukselki” (za skuteczny udział w programach badawczych UE).

 Obecnie, szukając nowych perspektyw wdrożeniowych dla zeroemisyjnej energetyki realizujemy dwa  projekty badawcze z programu UE „Horyzont ‘2020” i dwa projekty finansowanie przez NCBiR, które torują drogę do pokonania nowych wyzwań związanych z magazynowaniem energii i integracją dużych udziałów OZE.

Wielkie nadzieje wdrożeniowe wiążemy obecnie z dwoma projektami NCBiR:

· „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE”;

· „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym”,

które realizujemy w konsorcjum Rafako Innovation w polskich ciepłowniach w Końskich i w Radzyniu Podlaskim. Te projekty to zwieńczenie kilkuletniej pracy IEO nad otwarciem się polskiego ciepłownictwa i administracji publicznej na wprowadzanie do miksu ciepłowniczego zeroemisyjnych OZE oraz magazynów ciepła. W pierwszym przypadku chodzi o system ciepłowniczy z 80% udziałem ciepła z OZE, w drugim – dzięki technologiom wodorowym  -100%.

Staramy się jednak jak zawsze szukać rozwiązań na przyszłość i działać tak jak robiliśmy to przez ostatnie 20 lat. Pod tym względem historia nas za wiele nie nauczyła, ale też (mam nadzieję) nie zepsuła, nie nauczyła konformizmu.

Ambitnemu zwiększaniu udziałów zeroemisyjnych OZE w systemach energetycznych powyżej 50%, integracji  źródeł zielonego ciepła i energii elektrycznej w inteligentne mikrosieci, wprowadzaniu magazynów ciepła i technologii zielonego wodoru i oraz szukaniu rozwiązań dla prosumentów przemysłowych uciekających przed drogą energią i wysokim śladem węglowym, chcemy poświęcić kolejną dekadę naszych zmagań o to aby OZE były kluczowym elementem rynku energii i ochrony klimatu.

Zapraszam na migawki (link) z jubileuszowego spotkania tych którzy byli i są z nami przez ostatnie 20 lat. Jeszcze raz dziękuję za daną możliwość aktowego uczestniczenia w postępującym od początku wieku nieodwracalnym już  procesie zmian, polegającym nie przechodzeniu energetyki kopalnej na odnawialne zasoby energii.

 

Spalanie węgla odpowiedzią energetyki na zmiany klimatu? Ostatnie dane miesięczne o rynku energii wskazują na odwrotne trendy niż zakładają polityki klimatyczne

Lipiec unaocznił Europejczykom jak mogą wyglądać skutki zmian klimatu, gdy pozostaną bierni i niesolidarni wobec wyzwań klimatyczno-energetycznych. Wtedy gdy Europa północna osuszała domy, środkowa sprzątała po wichurach i nawałnicach, południowa walczyła z suszą i pożarami, unijna energetyka wróciła do spalania węgla na skalę nienotowaną od dawna.

Dane ENTSO-E dotyczące produkcji energii elektrycznej za lipiec ‘2021 pokazują, że w Niemczech, w Polsce jak i w UE wzrasta ilość energii z węgla. W UE i w Niemczech nietypowo wzrosła ilość zielonej energii z wiatraków i wyraźnie spadła generacja z fotowoltaiki. W Polsce odnotowano podobna strukturę wytwarzania jak w czerwcu, z niewielkim wzrostem OZE w porównaniu do miesiąca poprzedniego (o 0,2%), w tym wzrostem udziałów energii z PV. Fale upałów, poza innymi anomaliami klimatycznymi i słabnącą pandemią, wywoływały wzrost zapotrzebowania na energię i windowały ceny energii.

W lipcu fotowoltaika w Polsce wyprodukowała o 13% więcej energii niż miesiąc wcześniej (685 GWh/m) i o 160% więcej niż w analogicznym miesiącu roku poprzedniego. Produkcja energii pochodzącej z elektrowni wiatrowych wzrosła o 8% (m/m), co stanowi 671 GWh/m, ale w porównaniu do lipca ub.r. zmalała o 18%. Na dzień 1 czerwca ‘2021 moc zainstalowana w fotowoltaice przekroczyła 5 GW, moc farm wiatrowych ponad 6,8 GW. W lipcu, po raz pierwszy w historii, energetyka słoneczna w Polsce dała o 2,1% energii więcej niż energetyka wiatrowa – rysunek poniżej.

Energia wiatru i słońca stawiły łącznie 83,1% całości energii z OZE, wobec 81,9% w ostatnich 12-tu miesiącach. Dla możliwe najlepszego zrównoważenia Krajowego Systemu Energetycznego i pełnego wykorzystania możliwości przyłączeniowych, te dwa wiodące źródła w miksie OZE, w warunkach polskiego klimatu, powinny rozwijać się w podobnym tempie (też jako hybrydy, łącznie z magazynami ciepła i wodoru). Wzajemnie się uzupełniając i łagodząc „stresy” w KSE oraz obniżając koszty dla odbiorców energii i tworząc modele biznesowe dla tzw. „enabling technologies” (heat&power sectors coupling, smart grids, e-mobility&hydrogen mobility), stanowią kluczowe rozwiązanie dla lipcowego pakietu klimatycznego Komisji Europejskiej zwanego „Fit-for-55” i stanowią najlepszą, zeroemisyjną odpowiedź na dramatyczne wyzwania klimatyczne ujawnione w sierpniowym raporcie IPCC. Niestety rozkiwają się za wolno w stosunku do potrzeb.

Biomasa jako jedyne źródło OZE zanotowała spadek o 11% (m/m), ale w porównaniu z lipcem 2020 (r/r) zaobserwować można jej wzrost aż o 233%. Wzrost wykorzystania biomasy w ciągu całego roku wynika z większego wykorzystania zdolności predykcyjnych w obliczu wzrostu cen uprawnień do emisji CO₂.

Całkowity udział energii wyprodukowanej z OZE w lipcu w stosunku do czerwca wzrósł minimalnie z 11,1% do 11,9%. W lipcu udział energii elektrycznej wyprodukowanej przez źródła pogodowo-zależne wyniósł 9,4% i jest to wynik podobny do miesiąca poprzedniego.

Niejako wbrew technologicznym trendom rozwojom, innowacjom i potrzebom środowiskom  oraz oczekiwaniom odbiorców energii rozwija się produkcja energii z węgla (kamiennego i brunatnego) w Polsce w lipcu wzrosła o około 10%, głównie ze względu na 14% wzrost udziału w generacji energii węgla kamiennego. To zrozumiałe z uwagi na brak wcześniejszych inwestycji w OZE, ale przeglądające się na emisję i wzrost kosztów energii, o czym dalej.

Problem z transformacją i odchodzeniem od węgla ma nie tylko Polska, ale cała UE. Dlatego warto analizować całość produkcji energii z OZE (i stan mocy wytwórczych) w szerszym kontekście międzynarodowym.

W Niemczech, w lipcu nastąpił wzrost produkcji energii elektrycznej z elektrowni wiatrowych o 38% w stosunku do czerwca, przy dużym spadku w stosunku do maja – o ponad 61%. Analizując dane dla UE można zauważyć, że okres letni - z zazwyczaj bezwietrzną pogodą w Europie kontynentalnej - nie sprzyja elektrowniom wiatrowym. Fotowoltaika, w porównaniu do miesiąca ubiegłego, w odróżnieniu od Polski, odnotowała  niewielki spadek w Niemczach i całej UE (odpowiednio o 1% i 18%). Porównując produkcję energii z OZE, ciągle widać szybsze tempo rozwoju w Polsce niż w Niemczech czy UE. Lipcowy wzrost wyniósł w Polsce 7%, w Niemczech 1%, natomiast w całej UE zaledwie 0,3%.

Dużo mniejsza w UE produkcja energii z wiatru i brak wzrostu energii z PV, przy wzroście  zapotrzebowania na energię, musiały być skompensowana przez elektrownie zużywające paliwa kopalne, w tym przypadku głównie przez węgiel kamienny. W Niemczech wykorzystanie węgla kamiennego wzrosło o 14% (m/m), natomiast w UE aż o 32% (w tym mieści się przede wszystkim wkład polskich i niemieckich elektrowni węglowych).

W lipcu spadek udziałów zanotowały elektrownie gazowe – spadek o ponad 18% w Niemczech i 6% w UE (m/m). Porównując z analogicznym okresem roku ubiegłego jest to odpowiednio 40% mniej w Niemczech i 29% mniej w UE. Zmiany m/m oraz r/r w produkcji energii elektrycznej w lipcu ‘2021 w Polsce w Niemczech na tle UE zestawiono w tabeli poniżej.

 Ważnym wskaźnikiem do analizy krajowych rynków energii w lipcu, w tym w szczególności udziałów energii z węgla i OZE, są porównania w obrębie całej UE dotyczące cen energii elektrycznej. UE od dawna nie miała tak wysokich cen energii, napędzanych zasadniczo przez „kraje węglowe”, w tym Polskę (najwyższy udział energii z węgla) i Niemcy (największe zużycie węgla). W lipcu ceny energii elektrycznej osiągnęły swoje maksimum zarówno w Niemczech jak i w Polsce – rysunek.

 Wg ENTSO-E średnie ceny hurtowe energii elektrycznej w lipcu w najbardziej węglowych krajach UE były wyrównane i wynosiły odpowiednio 81,4 euro/MWh w Niemczech i 81,7 euro/MWh w Polsce. Są to ceny niespotykanie wysokie (o 54% wyższe niż średnie ceny energii w UE w I kw. 2021 roku). Ceny energii elektrycznej rosną w całej UE, spektakularnie też w Hiszpanii i Wielkiej Brytami, czyli w wychodzących z pandemii krajach o niskiej zdolności wymiany międzynarodowej i dłużej niż to było konieczne żegnających się z węglem oraz obarczonych stopniowo rosnącymi kosztami utrzymania energetyki jądrowej. Najlepiej z presją na wzrost cen energii w UE radzi sobie Skandynawia, gdzie energia jest najtańsza i skąd tradycyjnie najchętniej importujemy energię.

Ale w lipcu aż o 83% niższe było saldo wymiany międzynarodowej, które w lipcu wyniosło 43,9 GWh i było najniższe w całym 2021 roku i niższe niż w 2020 roku. Saldo wymiany było bardziej korzystne z powodu zwiększonej produkcji energii z węgla kamiennego. Dane o cenach energii w lipcu wskazują na możliwe powody spadku wymiany międzynarodowej w handlu energią i dlaczego energetycy, w przeciwieństwie do obiorów energii, mogą nie przejmować się zmianami klimatu i dlaczego nie spieszą się ze zmianą miksów energetycznych na bezemisyjne. W czasie stresów klimatycznych i pandemicznych klienci są w stanie zapłacić wiele za energię elektryczną. Nie wiadomo tylko jak długo zechcą i jak długo będą mogli sobie pozwolić na trwanie w systemie wysokich cen energii, napędzając jednocześnie wzrost emisji CO₂ i zmiany klimatu.