Czy magazyny ciepła są remedium na ryzyko blackoutu zimowego?

Wobec kryzysu gazowego Niemcy postanowiły dofinansować w 45% budowę w tempie ekspresowym 500 tys. domowych pomp ciepła. Ich ceny skoczyły do niemal 50 tys. Euro i pojawiły się wątpliwości czy tak pomyślane przedsięwzięcie jest realne i czy dodanie w ciągu 1,5 roku nowych kilku gigawatów szczytowych mocy elektrycznych w odbiornikach działających w tych samych godzinach doby ma sens, biorąc pod uwagę brak wdrożenia taryf dynamicznych i preferencji dla magazynowania ciepła. Nawet przy znacznie lepiej niż w Polsce rozwiniętym systemie elektroenergetycznym  i wysokim udziale zeroemisyjnych OZE (33%), plany wzrostu mocy wiatrowych rzędu 5 GW/rok (najlepsze rozwiązanie dla elektryfikacji ciepłownictwa) zaczną przynosić efekty dopiero za parę lat. Z pewnością nie jest to rozwiązanie uniwersalne na kryzys energetyczny, wysokie koszty energii i możliwe ryzyka przerw w dostawach energii elektrycznej. Niniejszy artykuł pokazuje krajowe uwarunkowania nachodzącej zimy (i kolejnych) w kontekście coraz większych ryzyk w krajowym systemie elektroenergetycznym, wskazuje na nie mniej groźne a dotychczas niedostrzegane ryzyka pochodne w ogrzewnictwie i pokazuje jedno z możliwych rozwiązań jakim jest budowa dobowych i sezonowych magazynów ciepła.

 

W sierpniu 2015 roku, po paru dekadach życia w błogostanie energii dostępnej na życzenie, Polacy przypomnieli sobie co to są stopnie zasilania, ograniczenia w poborze mocy oraz nauczyli się groźnego słowa „blackout”. Okoliczności były zgoła inne niż w czasach minionych - braki mocy w systemie pojawiły się latem w czasie upałów i suszy. Spowodowały straty dla przedsiębiorstw, którym w pierwszej kolejności były ograniczane dostawy energii elektrycznej.

Ceny energii elektrycznej w szczycie południowym wzrosły do niemal wówczas maksymalnej dopuszczalnej ceny 1500 zł/MWh (obecnie max cena to 50 tys. zł/MWh). Już w sierpniu ‘2015 IEO w ”raporcie z blackoutu” policzył ile Polska gospodarka mogła skorzystać unikając ograniczeń w dostawach prądu, gdyby wcześniej wprowadzono wsparcie dla prosumentów PV w postaci  taryf gwarantowanych (link).

Faktycznie, dzięki boomowi inwestycyjnemu i rosnącej generacji słonecznej  w latach 2019-2021 widmo blackoutu letniego zostało oddalone i spadła presja a ceny energii w sezonie wiosenno-letnim (przynajmniej w szczycie południowym)- rysunek.

Ale w 2015 roku IEO nie zakładał, że dobry pomysł na zminimalizowanie ryzyka blackoutów letnich zostanie zrealizowany w sposób, który zwiększy ryzyko ograniczeń zimowych. Pośrednio prowadził  do tego wprowadzony w 2016 roku system rozliczeń prosumentów net-metering z możliwością rozliczenia nadwyżek letnich energii zimą, zazwyczaj na cele grzewcze. Problem się wziął stąd, że rozliczenie net-metering opiera się na błędnych założeniach: energii elektrycznej w sieci zmagazynować się nie da, a  koszt pozyskania energii elektrycznej na potrzeby wolumenu „zwracanego” prosumentowi jest zupełnie inny niż pozyskania energii kiedy jest „deponowana” w sieci. Trudno nazywać to kosztem magazynowania energii, który miał być pokrywany tzw. opustem. Co więcej nie uwzględnia spadającej w szczycie zimowym w krajowym systemie energetyczny (KSE) rezerwy mocy i ryzyka niezbilansowania pracą włączanych wtedy najmniej efektywnych i najbardziej emisyjnych bloków elektrowni węglowych i faktu, że wówczas cena energii jest najwyższa dla gospodarki.

Oparte na fundamentalnie błędnych założeniach rozwiązanie faktycznie zainspirowało milion prosumentów do przechodzenia na elektroogrzewnictwo, co jest generalnie dobrym kierunkiem. Ale jednocześnie nie zachęca do taniego magazynowanie energii w formule tzw. "sector coupling": bojlery z dużymi zasobnikami ciepłej wody, pompy ciepła z dużymi buforami- najlepiej w gruncie, piece akumulacyjne o dużej pojemności cieplnej itp. Nie uczy też oszczędzania energii, w tym (z przyczyn ekonomicznych) unikania nadmiernej temperatury w pomieszczeniach (latem też nadmiernego chłodzenia) oraz unikania przewymiarowania, osłabiając jednocześnie potrzebę równoległego wdrażania termomodernizacji, skoro na utrzymanie  komfortu cieplnego wystarczało  pełne odzyskania słonecznej energii zmagazynowanej „za darmo” w sieci,. W kwietniu br. system się zmienił na net-billing (rozliczenie finansowe), zracjonalizował i dalej (przy przewidywanym wzroście cen energii także dla gospodarstw domowych) jest równie opłacalny, ale część problemów pozostała. Nawet wobec nowych okoliczności (obecny kryzys energetyczny i kres możliwości dotychczasowego systemu rozliczeń) nie ustaje walka spółek sieciowych i instalatorów o fałszywie rozumiane krótkoterminowe interesy sprzedażowe (przy biernej postawie rządu i wobec zdezorientowanych prosumentów). Próby zmiany przyzwyczajeń i świadomości interesariuszy (link) nie wywołują entuzjazmu, ale coraz więcej firm szuka możliwości  w nowym systemie wspieranym programem "Mój Prąd 4.0" oferującym (po raz pierwszy) wsparcie magazynów ciepła i systemów zarządzania energią.

W 2021 roku prof. Jacobson z Uniwersytetu Stanforda opublikował niezwykle aktualny artykuł (link) o korelacji w 143 krajach (w tym w Polsce) między zapotrzebowaniem na ciepło a podażą energii wiatrowej ( i słonecznej) z podtytułem „jak zapobiegać blackoutom”. Jedna z jego tez dotyczy tego, że źródła wiatrowe i słoneczne są ujemnie skorelowane, co wskazuje, że są komplementarne i powinny być budowane równolegle w celu zmniejszenia zmienności generowanej mocy wynikającej z instalacji tylko jednego źródła pogodozależnego.  Potwierdził, że w szczególności dla Europy energia wiatru bardzo dobrze dopasowuje się do dziennego obciążenia cieplnego oraz wskazał, że Polska ma olbrzymi potencjał OZE w elektroogrzewnictwie. Udowodnił że najtańszym rozwiązaniem jest zielone elektroogrzewnictwo, ale powiązane magazynowaniem w ciepłej wodzie (krótkoterminowe zasobniki ciepła w domach jednorodzinnych oraz sezonowe magazyny ciepła w wykopach ziemnych).

Nadchodząca zima, nie tylko z powodu zmian klimatu i tak nie będzie łatwa dla KSE. Gigawat mocy elektrycznej w  pompach ciepła (w czasie mrozów mało efektywnych) nie będzie jedynym czynnikiem, który trzeba wziąć pod uwagę. Wobec świadomości ryzyka ograniczeń w dostawach węgla oraz gazu gospodarstwa domowe zaopatrzą się na zimę w znane im tanie grzejniki i nagrzewnice elektryczne w wersji „plug in” (bez magazynów ciepła obliczonych choćby na taryfę nocną), aby w poszukiwaniu minimum komfortu cieplnego można było dogrzewać pomieszczenia w tych godzinach w których temperatury powietrza będą najniższe. Niestety będziemy się dogrzewać wszyscy w tych samym krytycznych godzinach, obniżając i tak niską rezerwę mocy w KSE. Kumulacja tego typu zdarzeń jest prostą droga do klasycznego blackoutu jako swoistej pochodnej kryzysu paliowego i ekonomicznego.

Sprawozdanie Prezesa URE za 2021 rok pokazało co się dzieje latem i zimą w szczytach popołudniowych, a w szczególności porannych (po mroźnej nocy). Średnie zapotrzebowanie miesięczne w grudniu styczniu i lutym zbliżało się do 28 GW (najwyższe zapotrzebowanie było 12 lutego o godz. 10:45 wynosiło 27,6 GW) – rysunek.

 Przy podobnej mocy zainstalowanej (po ok. 7 GW) farmy wiatrowe w miesiącach zimowych (I i II oraz XII ‘2021) generowały po ok. 2320 GWh/m, a źródła PV po 170 GWh/m. W tym, już wówczas krytycznym okresie w energetyce, opłacałoby się zużywać na cele grzewcze lub magazynować (przesuwać w czasie zużycie na okresy wysokich cen) w  postaci ciepła energię z farm wiatrowych (w godzinach wysokiej prędkości wiatru w  KSE były nadwyżki mocy a ceny energii elektrycznej były najniższe). Niestety regulacje prawne nie pozwalają na rozwiązania tanie i poprawiające bezpieczeństwo energetyczne lub czynią je niezwykle trudnymi. 

Wojny i szantażu energetycznego Rosji nie dało się w pełni przewidzieć, ale ww. problemy dalej pogłębiamy na własne życzenie. Polski ustawodawca od 2020 roku nie wdrożył prawidłowo definicji "magazynowania energii" wg dyrektywy 2019/944  o rynku energii elektrycznej, która  tak samo traktuje przekształcanie energii zmagazynowanej w energię elektryczną jak i w ciepło, a krajowe przepisy ciągle nie. Regulacja ta bardzo wolno przechodzi do krajowego ustawodawstwa na czym traci efektywność kosztowa transformacji energetycznej (obecny projekt nowelizacji Prawa energetycznego (link) rozróżnia definicję magazynowania energii elektrycznej od magazynowania energii, przez co dalej stanowi blokadę dla rozwoju sector coupling). Podobnie na ostatnią chwile (połowa 2024 roku) odwlekamy wprowadzenie innego rozwiązania z tej samej dyrektywy - taryf dynamicznych (time of use) na energię elektryczną. Ich zadaniem jest właśnie tworzenie ekonomicznych podstaw dla symulowania, a następnie  budowy lub zwiększania pojemności dobowych (kilkudniowych) magazynów ciepła i wprowadzanie racjonalności ekonomicznej (a przez to też technicznej) w zachowania konsumentów energii. Także , niezwykle trudno, w obliczu kryzysu energetycznego, zrozumieć opieszałość Sejmu w nadaniu pilności  rządowemu projektowi ustawy liberalizującej "zasadę 10H", który (zapowiedziany  już 3 lata temu) miał odblokować energetykę wiatrową na lądzie, a po tym jak trafił do Sejmu, od ponad miesiąca leży w zamrażarce (nie został mu nawet nadany nr druku sejmowego).

Nie jesteśmy też liderem w podnoszeniu standardów efektywności energetycznych budynków. Za to, w dobie inflacji, szeroko i dla wszystkich odbiorców stosujmy dopłaty do taryf, które jedynie  krótkoterminowo poprawiają bezpieczeństwo socjalne, ale nie służą kształtowaniu odpowiedniej wiarogodności odbiorców energii i nie służą zwiększaniu bezpieczeństwa energetycznego państwa.

W swoim sprawozdaniu za ‘2021 Prezes URE potwierdził, że od czerwca do  grudniu ‘2021 wartość łącznej rezerwy mocy osiągała poziomy poniżej bezpiecznej wartości  (18% powyżej zapotrzebowania). W najnowszej informacji PURE o planach inwestycyjnych (z czerwca  '2021, jeszcze sprzed początków kryzysu energetycznego) nie ma zestawienia planów mocy dyspozycyjnej z zapotrzebowaniem w godzinach szczytu na lata 2022/2023 (wcześniej takie dane były publikowane). Jest tylko informacja, że w 2023 roku zostanie wycofane 1,7 GW mocy dyspozycyjnych. Tymczasem, poza  ryzykiem ograniczeń dostaw gazu (także dla gospodarstw domowych, które szukać będą alternatywy w dotowanej energii elektrycznej) i jego wysokich cen dla elektroenergetyki (słusznie prowadzą do rezygnacji z tego paliwa w elektrowniach, które wcześniej pokrywały nawet do 10% zapotrzebowania krajowego), rośnie ryzyko niedoborów węgla odpowiedniej jakości także dla elektrowni (przykład Jaworzna II) oraz ryzyko awarii bloków węglowych. Nie chodzi o wywoływanie nastrojów zagrożenia, ale o mobilizację do racjonalnych działań.

Zimą 2022/2023 moglibyśmy liczyć na solidarność gazową UE (o to też nie w pełni zadbaliśmy), ale import energii elektrycznej będzie wyjątkowo trudny. Media donoszą że w Europie na razie jedno  państwo (Kosowo) zrezygnowało z importu (z przyczyn ekonomicznych) i zapowiedziało  racjonowanie energii elektrycznej, która ma być dostępna przez 6 godzin w ciągu doby. Pomimo planu korzystania ze wszystkich możliwych rezerw, niedobory mocy elektrycznej w Wielkiej Brytanii tej zimy mogą wynieść niemal 17% szczytowego zapotrzebowania. Niemcy w obliczy ryzyka chłodnej zimy najpierw uruchomiły olbrzymie dotacje (50%) na instalowanie pomp ciepła, ale wobec drastycznego wzrostu cen urządzeń i opinii ekspertów że nie nadają się one do budynków nieocieplonych (koszty ogrzewania i wzrost ryzyka obniżonej rezerwy mocy -link) w ub. tygodniu obcięło dopłaty do maksymalnie 40%. Hiszpania już wprowadziła przepisy nakazujące w obiektach publicznych m.in. utrzymanie temperatury maksymalnej w okresie zimowym 19 st. C (latem minimalnej 27 st. C). Norwegowie, choć mają własny gaz i tanią zieloną energię z elektrowni wodnych mają mądrą zasadę: dom (ogrzewany elektrycznie lub gazowo) musi mieć drugie, zapasowe źródło energii, którym w praktyce jest  kominek. Dzięki temu także przed kryzysem odciążali system energetyczny w szczycie zapotrzebowania unikając blackoutów.

Sceptyk klimatyczny red. Gadomski bezceremonialnie informuje czytelników GW, że w skali globalnej rocznie więcej ludzi umiera z zimna (4,6 mln) niż z powodu zbyt wysokich temperatur (0,5 mln). W wyniku zmian klimatu  te proporcje zapewne niedługo się odwrócą, a ponadto pogorszy się statystyka umierających z głodu. Nie o taką jednak motywacje do skutecznego działania dzisiaj chodzi, ale wobec braku szerszej rozmowy na ten temat, a w szczególności wobec braku lub spóźnionych działań ustawodawcy, aż się sami prosimy o blackout zimowy- o skutkach gorszych od letniego. Te "zimowe ograniczenia w dostawach prądu" (w zasadzie brownouty) znamy z czasów dawno i słusznie minionych, ale wtedy przynajmniej zdecydowana większość kotłów CO, pieców i trzonów kuchennych mogła działać grawitacyjnie (bez energii elektrycznej), a teraz większość urządzeń grzewczych potrzebuje pomp cyrkulacyjnych i automatyki, a te w okresie przerw w dostawach prądu nie działają. Tym samym, przerwa w dostawie energii elektrycznej  jest tożsama z przerwą w dostawie ciepła, czy  systemowego, czy indywidualnego.

Wiele już nie możemy zrobić przed tą najbliższą, szybko nadchodzącą zimą. Nie zbudujemy nowych elektrowni systemowych, nie zmodernizujmy sieci, ale jednak możemy zrobić coś co ma sens i tu, i teraz, i na dłużej. Zamiast np. stawiać wyłącznie na pompy ciepła (jak Niemcy) możemy postawić też na 10x tańsze, produkowane w Polsce i szybsze w instalacji magazyny ciepła (link). Możemy uchwalić przepisy ograniczające nadmierne zużycie energii elektrycznej w szczytach zapotrzebowania i promujące wykorzystanie energii elektrycznej (zwłaszcza z OZE) na cele grzewcze gdy jest najtańsza, czyli wtedy gdy jest jej dostępnej dużo w stosunku do potrzeb. Dbajmy też o dobrej jakości drewno do kominków, zwłaszcza z płaszczem wodnym lub z odpowiednią masą termiczną (link). Dajmy szanse ciepłownikom na transformację z węgla ku OZE z magazynami ciepła (w miejsce lansowanej do tej pory kogeneracji na gazie). Jak mądrze się przygotujemy (też mentalnie) i przetrzymamy tę zimę, i ochronimy przemysł przed ograniczeniami i nadmiernymi cenami energii, wygramy też wojnę.

Bezpieczeństwo technologiczne (Pekin) jest równie ważne jak energetyczne (Moskwa)

Przyczynek do dyskusji nt. aktualizacji i integracji strategii energetycznych, klimatycznych  i przemysłowych na przykładzie fotowoltaiki

Komisja Europejska na początku marca, w reakcji na napaść na Ukrainę i w obliczu jawnego już szantażu energetycznego Rosji, przedstawiła komunikat „REPowerEU” dotyczący wspólnych europejskich działań mających na celu zapewnienie „bezpiecznej, zrównoważonej środowiskowo i konkurencyjnej ekonomicznie energetyki”. Znalezienie środka ciężkości strategii energetycznej UE w trójkącie pomiędzy Moskwą (zagrożenie bezpieczeństwa energetycznego), Kioto (zagrożenie zmianami klimatycznymi), a Lizboną (potrzebą innowacji i konkurencyjności zapisane po raz pierwszy w strategii lizbońskiej) było zawsze kontrowersyjnym dylematem Wspólnoty i krajów członkowskich. 

Czworokąt zamiast trójkąta

Znalezienie złotego środka w trójkącie jest możliwe, ale obecnie powyższe cele można połączyć o ile z jednakowym dystansem patrzymy na Moskwę i na Pekin. Uważna lektura unijnego  Zielonego ładu, w którym już w 2019 roku zapowiedziano wykluczenie wsparcia dla gazu w ramach  tzw. zielonej taksonomii oraz wzmocnienie przemysłowej autonomii Europy w zakresie kluczowych zielonych technologii takich jak fotonika, potwierdza tę tezę. O ile przemysł i technologie są traktowane poważnie, rozwiązaniem problemu jest czworokąt i nie jest to bynajmniej kwadratura koła.

Wysiłki na rzecz ściślejszego połączenia celów klimatycznych i energetycznych z innowacjami technologicznymi były podejmowane przez Wspólnotę przez ostatnie dwa lata, już po przyjęciu Zielonego ładu. Pandemia i załamanie łańcuchów dostaw Chin zwróciły uwagę UE, w tym Polski na jeszcze jeden wymiar bezpieczeństwa energetycznego, jakim są technologie energetyczne i surowce do ich wytwarzania. W 2021 roku zaktualizowano strategie przemysłową UE wzmacniając cele związane ze zwiększeniem produkcji urządzeń i zielonych technologii, w  tym słonecznych i wiatrowych na terenie UE.  W szczególności dziwić może zależność importowa UE w przypadku fotowoltaiki, gdyż do jej rozwoju, poza wiedzą (której w Europie nie powinno brakować), potrzeba przede wszystkim krzemu i srebra, których akurat w UE, w tym w szczególności w Polsce nie brakuje.

W styczniu br. Komisja Europejska opublikowała przegląd strategicznych zależności Europy. Sprawozdanie dotyczy pięciu obszarów, w tym związanych z technologiami OZE pierwiastków ziem rzadkich i paneli słonecznych, w których Europa zbyt mocno uzależniała się od krajów trzecich i (zdaniem Komisji) potrzebne są działania naprawcze, aby uniezależnianiu się od importu paliw, w szczególności z Rosji, nie towarzyszyło zwiększenie zależności od importu zielonych technologii, w szczególności fotowoltaicznych z Chin.

Zgubne skutki życia w trójkącie

Komisja zauważa, że aby skutecznie realizować cele politykę klimatyczno-energetycznej, moc zainstalowana w fotowoltaice w UE powinna  wzrosnąć w ciągu najbliższej dekady trzykrotnie-  z 136 GW (dane z czerwca 2021) do 420 GW do końca 2030 roku. Europa jest drugim, po Chinach, rynkiem fotowoltaicznym na świecie z 15% udziałem. Udział Chin w dostawach technologii PV na rynek UE jest wyższy niż udział Rosji w dostawach gazu, ropy naftowej i węgla. Chiny w globalnym łańcuchu dostaw dla fotowoltaiki dostarczają 76% krzemu, 90% płytek krzemowych, 77% ogniw krzemowych (stanowią 50% kosztów modułów PV) i 70% modułów PV, które stanowią 50% kosztów gotowych instalacji PV.

Udział UE w produkcji fotowoltaicznej jest wysoce niewystarczającym. W 2020 roku udział przemysłu PV wyniósł zaledwie 11% w przypadku polikrzemu, 2-3% w przypadku modułów, 1% w przypadku płytek słonecznych i 0,4% w przypadku ogniw słonecznych. Zdaniem organizacji SPE monitorującej rynek w 2021 roku w UE zainstalowano niemalże 26 GW nowych mocy fotowoltaicznych, podczas gdy unijna produkcja ogniw słonecznych wyniosła zaledwie 0,65 GW.

Przyczyn takiego stanu rzeczy należy szukać w nieodpowiedniej reakcji rządów na kryzys finansowy w latach 2008/2009. Wtedy wobec braku uzgodnionej zielonej strategii, gro unijnych funduszy antykryzysowych ulokowane zostało w obszarach mniej rozwojowych. Europa wystraszona wówczas kryzysem spowolniła realizację przyjętego w 2007 roku poprzedniego pakietu klimatyczno-energetycznego 3x20 i w ramach pakietu pomocowego dla gospodarki przeznaczyła tylko 16,4 mld euro na zielone inwestycje, bez priorytetowego traktowania fotowoltaiki. W tym czasie Chiny wydatkowały 147 mld euro, głównie na fotowoltaikę. Zaszkodziło to konkurencyjności i zapoczątkowało gwałtowny spadek produkcji  urządzeń PV w Europie i postępującą dezindustrializację (więcej „Pandemia szansą dla OZE” (Rzeczpospolita, 30 kwietnia 2020)

UE utraciła szereg przewag konkurencyjnych w obszarze  nowych technologii energetycznych na rzecz Chin, ale w szczególności w zakresie fotowoltaiki. Zawodne okazały się cła antydumpingowe i antysubsydyjne nałożonych w latach 2014–2018 przez UE na chińskich producentów fotowoltaiki. Były nieszczelne i stosowane niekonsekwentnie. Tak jak europejski przemysł i biznes w przypadku importu gazu, tak i branża PV przedkładała taniość bieżących dostaw nad swój interes strategiczny. To w końcu, wraz z pandemią, doprowadzało do zakłóceń w łańcuchach dostaw, a wraz z obecnym kryzysem doprowadziło do niespotykanego w historii wzrostu cen na krzem polikrystaliczny (300% w ciągu ostatnich dwóch lat) oraz wzrostu cen na ogniwa i moduły PV.

Konieczność integracji polityki energetycznej i przemysłowej

To dlatego propozycje programu REPowerEU wychodzą daleko poza rozwiązanie problemu dywersyfikacji dostaw gazu, ropy naftowej i węgla i wyeliminowanie zależności od importu paliw z Rosji. Komisja wskazuje na konieczność przyśpieszonego odejścia od paliw kopalnych na rzecz wykorzystania odnawialnych zasobów energii, w szczególności energii wiatru i słońca. Dzięki planowanemu zainstalowaniu  480 GW mocy wiatrowych i 420 GW mocy fotowoltaicznych zapotrzebowani UE na gaz do 2030 roku zostanie ograniczone o 170 mld m3 (import rosyjskiego gazu do UE 155 mld m3). Jednocześnie Komisja wzywa do współdziałania na rzecz rozwoju własnych technologii OZE. Są to zatem działania wymierzone nie tylko przeciwko Rosji używającej paliw kopalnych jako elementu nacisku na Zachód. Uwzględniają one też fakt nadmiernego uzależnia UE od Chin w zakresie dostaw surowców i zielonych technologii.

Bezpieczeństwo energetyczne i technologiczne  w zakresie zielonych technologii to dwie strony tego samego medalu. REPowerEU w odpowiedzi na szantaż energetyczny Rosji zachęca do szybkiej realizacji projektów w zakresie energii odnawialnej poprzez uproszczenie i skrócenie procedur wydawania pozwoleń  budowalnych i warunków przyłączenia do sieci itp., czyli powiększa lokalny rynek dla unijnych dostawców technologii. To szansa dla Polski, która już zmieniła politykę przemysłową (która wspiera np. produkcje urządzeń dla fotowoltaiki) i przystępuje do aktualizacji własnej strategii energetycznej, która ma być „suwerenna. Nie wiadomo jeszcze jak „suwerenność” zostanie zdefiniowana, wiadomo tylko że nie można jej w pełni uzyskać bez własnych zasobów OZE i bez własnych technologii.

Propozycje Komisji znajdują poparcie Rady UE, w tym rządu RP.  Przyjęta w dniu 11 marca przez głowy państw członkowskich i szefów rządów Deklaracja Wersalska wspiera inicjatywy przemysłowe, w tym dywersyfikację łańcuchów dostaw, uzyskanie wiodącej pozycji technologicznej i rozwój zdolności produkcyjne UE w zakresie półprzewodników (krzem) oraz wykorzystanie takich instrumentów traktatowych jak tzw. ważne projekty stanowiące przedmiot wspólnego europejskiego zainteresowania (projekty IPCEI) oraz europejskie sojusze przemysłowe, także w zakresie badań naukowych i innowacji.

Obecna sytuacja powoduje też zmianę podejścia europejskiego przemysłu i biznesu PV do pojęcia niezależności technologicznej i do ryzyk polegania na złudnie tanich dostawach surowców i technologii z Azji.  Sojusz 52 ważnych firm fotowoltaicznych z 12 krajów europejskich zaproponował Komisji Europejskiej  ustanowenie programu IPCEI PV na rzecz powrotu przemysłu PV do Europy. Organizacja ESMC postuluje aby 75% zainstalowanych mocy fotowoltaicznych w UE bazowało na europejskiej produkcji (35 GW/rok w  2025r. i 100 GW w 2030r.). Szacuje potrzebne wsparcie w przeliczeniu na państwowe gwarancje kredytowe na 5 miliardów euro plus wsparcie na B+R i na tzw. pierwsze komercyjne wdrożenia.

Odbudowa przemysłu po błędach przeszłości  jest możliwa, w  szczególności w tak przełomowych momencie jak dzisiaj. Mamy krótkie okno czasowe aby lepiej niż wcześniej ukierunkować wsparcie i wykorzystać fakt że w najbliższych kilku latach nastąpi wymiana technologii rozwiniętej w Azji  (PERC) na wchodzące dopiero na rynek nowe, bardziej sprawne technologie (TOPCon, HJT, Tandem). Pomocna jest rosnąca świadomość społeczna jeśli chodzi wartość dodaną lokalnej produkcji (local content) i bezpieczeństwo gospodarcze, które mają nie tylko wymiar energetyczny ale też technologiczny.