Nowe zasady rozliczeń prosumentów i ich funkcjonowanie w sieci energetycznej. O granicach rozwoju fotowoltaiki prosumenckiej w Polsce

Zaproponowane przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska zmiany w systemie rozliczania energii wytwarzanej w mikroinstalacji wywołały publiczną dyskusję na temat rozwoju fotowoltaiki prosumenckiej w Polsce.  Sektor ten w ostatnich latach rozwijał się niezwykle dynamicznie, a proponowane zmiany postrzegane są w środowisku PV jako znaczące pogorszenie warunków inwestowania dla nowych prosumentów. Czy jednak rzeczywiście tak jest i czy status quo było do utrzymania w dłuższej perspektywie czasowej?

Beneficjent czy ofiara własnego sukcesu

Podobnie burzliwa dyskusja odbyła się w latach 2014-2016, z tym, że obecnie nikt, także operatorzy sieci i strona rządowa, nie kwestionuje publicznie samej idei prosumeryzmu. Zaistniała jednak konieczność wdrożenia unijnej dyrektywy o rynku energii elektrycznej (w praktyce chodzi także o przepisy dyrektywy o OZE), które antycypują ograniczenia sieciowe i zmierzają w kierunku urynkowienia prosumeryzmu OZE. Część branży PV, przeciwna zmianom obecnych regulacji, mówi o szczególnych korzyściach ekonomicznych, jakie dla rozwoju prosumeryzmu dają tzw. „opusty” (rozliczenie netto z opustem 20-30% i darmowym magazynowaniem w sieci w cyklu rocznym). Tym też branża instalacyjna uzasadnia  boom prosumencki (i fotowoltaiczny) w Polsce.

Nie sposób nie podkreślić, że Polska faktycznie przechodzi przez boom rozwojowy, który jest zasługą przede wszystkim ministerstw klimatu i rozwoju oraz branży PV. Wg ostatniego raportu IEO na koniec 2020 roku Polska znalazła się na 4. miejscu w UE pod względem przyrostu mocy w 2020 roku i na 1. pod względem tempa wzrostu mocy w PV (i 13. na świecie), nakłady inwestycyjne sięgnęły 9,5 mld zł, branża stworzyła 35 tys. etatów. Skumulowane (CAGR) tempo wzrostu w latach 2016-2020 wyniosło 114% (przy średniej unijnej 10,3%), a o sukcesie zdecydowały lata 2019-2020. Co prawda w trakcie boomu spadł udział polskiego przemysłu w dostawach na rynek krajowy (moduły PV), ale i tak jest to udział wyższy niż w przypadku całej UE. Prawdą jest też, że największy udział w rynku PV mają mikroinstalacje, które na koniec 2020 roku stanowiły 77% mocy zainstalowanej w fotowoltaice (ich liczba sięgnęła 460 tys., a łączna moc 3 GW). Ale dyskusja o przyczynach sukcesu i problemach w utrzymaniu tempa wzrostu branży  (w tym instalacji prosumenckich) nie obejmuje całości zagadnień i problemów, z którymi sektor PV musi się zmierzyć.

Należy podkreślić, że opusty są tylko jednym z czynników tworzących otoczenie dla rozwoju mikroinstalacji. W latach 2016-2017, kiedy ten instrument funkcjonował rozwój mikroinstalacji uległ spowolnieniu. Rozwój prosumeryzmu nastąpił głównie w latach w latach 2019-2020 i przyniosły go kolejno: ulga w PIT i niskie stopy procentowe, dotacje „Mój prąd”, odejście od „mrożenia cen energii” w taryfach „G11”, wzrost (z przyczyn fundamentalnych) cen hurtowych energii  i perspektywy wzrostu cen energii czynnej w taryfach co najmniej do 2030 roku. Nie można też pominąć znaczącego spadek kosztów technologi w latach 2016-2020 przy jednoczesnym zwiększeniu sprawności (upowszechnienie monokrystalicznych ogniwa PERC. Trzeba zauważyć, że realne ograniczenia w rozwoju fotowoltaiki istnieją i nie mają bynajmniej wiele wspólnego z istnieniem (lub nie) opustów.

Granice wzrostu

Rozwój fotowoltaiki ograniczają cztery zasadnicze czynniki: (1) ograniczony dostęp do przestrzeni pod lokalizację paneli, (2) wielkość i profil zapotrzebowania na energię elektryczną, (3) ograniczenia w zakresie możliwości przyłączania do sieci i bilansowania energii z PV, (4) ograniczenia w dostępie do krajowych technologii i bezpieczeństwo technologiczne. Potencjał przełamywania ww. ograniczeń zależy od rozwoju technologii, w tym także tzw. enabling technologies (tu: technologie cyfryzacji i magazynowania różnych form energii), od regulacji (procedury i wymogi środowiskowe i lokalizacyjne)  oraz polityk przemysłowej i energetycznej. Ww. granice przesuwają się w czasie, choć rynek prosumencki widzi przede wszystkim „tu i teraz”. Z jakichś powodów polityka energetyczna i plany rozwoju sieci pomijają temat funkcjonowania prosumentów w systemie energetycznym, a sektor energetyczny spokojnie czeka na nieuniknione zderzenie Titanica ruchu prosumenckiego z górą lodową.

Potencjał i korzyści rozwoju ale i problemy na jakie natrafi rozwój prosumeryzmu w Polsce zostały bardzo dokładnie opisane już w 2013 roku w raporcie IEO „KrajowyPlan Rozwoju Mikroinstalacji Odnawialnych Źródeł Energii do 2020 roku” i to co wówczas napisano potwierdza się w 2021 roku. Choć osiem lat temu na 2020 rok przewidziano, zakładając możliwość sprzedaży energii wg taryf gwarantowanych (bez dotacji inwestycyjnych i ulg podatkowych) 1,9 GW mocy prosumenckich (w tym 1,8 w PV)  to warto wskazać na kluczowe ograniczenia, które przewidywano na 2020 rok.

Odnosząc się do ww. „granic”  w zakresie energetyki prosumenckiej analizy IEO wskazywały że ok. 3,7 mln budynków ma wystarczające warunki do zainstalowania mikroinstalacji OZE, co przy obecnej liczbie 0,6 mln prosumentów daje przestrzeń do rozwoju. Zapotrzebowanie na energię elektryczną rośnie i będzie rosło, także w  prosumenckich gospodarstwach domowych. Wg URE 2019r. funkcjonowało ok. 17,8 mln odbiorców końcowych, z czego 91% (16,2 mln), to odbiorcy z grupy taryfowej G, w tym 15,1 mln to odbiorcy w gospodarstwach domowych.

W perspektywie najbliższych lat granicą wzrostu pogodowozależnych instalacji PV, w tym prosumenckich, nie powinien być ich udział w pokryciu potrzeb odbiorców energii elektrycznej. W 2020 roku tylko 1,5% energii elektrycznej wyprodukowanej w kraju pochodziło ze źródeł PV, a w 2025 roku energia słoneczna zapewni ok. 10% energii elektrycznej. Należy też podkreślić, że łączny udział w generacji energii elektrycznej źródeł PV i wiatrowych (pogodowozależnych) w Polsce w 2020 roku był na stosunkowo niskim poziomie rzędu 10%, zarówno w relacji do takich krajów jak Dania – 64%, Niemcy - 42%, jak i całej UE -ponad 22%. Polski system energetyczny ma przestrzeń do dalszego rozwoju mocy PV, a polska energetyka potrzebuje i prosumentów i farm PV.

Jak zwiększyć potencjał rynku

Obecnie jednak największym problem jest dostęp do sieci inwestorów, w tym prosumentów, w szczególności indywidualnych. Znacznie łatwej jest o możliwości przyłączenia do sieci u tzw. prosumentów biznesowych, którzy dysponują olbrzymim i dotychczas słabo wykorzystanym potencjałem  PV, podczas gdy prosumenci indywidualni szybko zbliżają się do poziomu mocy powyżej którego dalsze utrzymanie dotychczasowego tempa wzrostu nie będzie możliwe bez inwestycji w sieci niskiego napięcia i bez rozwoju „enabling technologies”.

Tu problemem jest brak danych o stanie sieci niskiego napięcia i brak planów rozwoju sieci pod kątem przyłączania i bilansowania prosumentów. W praktyce kwestie bilansowania mocy należy rozpatrywać na szczeblu operatora sieci dystrybucyjnej, biorąc pod uwagę jego profile produkcji i zapotrzebowania oraz liczbę i rozkład mikroinstalacji przyłączonych do sieci na danym obszarze bilansowym. W raporcie z 2013 roku granice technicznych możliwości przyłączeniowych w sieci bez „enabling technologies” i rozwiniętej technologii smart grid  przyjęto jako 15-20 mikroinstalacji PV o mocy średniej 10-15  kW na jeden obwód. Pozwoliłoby  to na przyłączenie do sieci ok 10-12% wszystkich odbiorców.  Przy tych założeniach do sieci krajowych OSD można przyłączyć ponad 1,5 mln instalacji prosumenckich. Tę liczbę można zwiększyć promując mniejsze mikroinstalacje, ale może być ona mniejsza w przypadku nierównomiernego (np. tzw. projekty „parasolowe”) i nieoptymalnego rozkładu mikroźródeł na terenie kraju (bez zwracania uwagi na wzrost napięcia w węzłach sieci; tu powinny być promowane obszary wiejskie gdzie napięcie u oddalonych odbiorców jest obecnie zaniżone). Przy aktualnej liczbie prosumentów (0,6 mln) i dalszym wzroście ich liczby (już w latach 2021-2022 liczba prosumentów przekroczy 1 mln), bez działań mitygujących wystąpią i będą się nasilać przypadki odłączania prosumentów od sieci w szczycie produkcji oraz odmowy przyłączania nowych.

Problem mitygowania powyższych ryzyk nie jest możliwy do rozwiązania bez nałożenia na OSD  obowiązku wykonania, aktualizacji i publicznego udostępniania oceny zdolności przesyłowych określających możliwości przyłączania nowych źródeł rozproszonych na poziomie wszystkich stacji średniego napięcia (i źródeł rozsianych w węzłach sieci niskiego napięcia) z uwzględnieniem okresów maksymalnego obciążenia w szczytach letnich i zimowych oraz jakości energii.

Powyższe problemy (także zimą, gdy rzeczywista wydajność PV jest niewielka) narastać będą także z uwagi na obecny system rozliczania netto prosumentów z możliwością magazynowania energii w okresie rocznym w sieci z tzw. opustami, który znacząco zmniejsza  bezpieczeństwo ekonomiczne funkcjonowania obecnych prosumentów (ryzyko wyłączeń) i ogranicza możliwości przyłączenia nowych prosumentów (odmowy przyłączania do sieci).

Najtańszym rozwiązaniem dla istniejących prosumentów byłoby posiadanie elektrycznego bojlera ciepłej wody, który włączałby się w sytuacji przekroczenia napięcia (groźba odłączenia). Rozwiązaniem tego problemu dla nowych prosumentów może być  wdrożenie  dyrektyw o wewnętrznym rynku energii w zakresie wprowadzania taryf dynamicznych (promują DSM oraz technologie magazynowania energii/ enabling technologies) oraz dyrektywy RED II, która zmienia definicję prosumenta i umożliwia mu bezpieczny udział w rynku energii. Unijna dyrektywa mówi, że prosument oznacza odbiorcę końcowego, który wytwarza energię z OZE na własne potrzeby oraz który może sprzedawać samodzielnie wytworzoną energię elektryczną. Ustawa o OZE definiuje obecnie prosumenta inaczej - jako odbiorcę końcowego wytwarzającego energię elektryczną z OZE na własne potrzeby w mikroinstalacji. Dyrektywa, nie bez powodu, daje też wskazówkę (z uwagi na tworzenie rynku oraz  konieczność  zachowania  równowagi napięciowej i częstotliwościowej, że państwa nie mają obowiązku wspierania prosumentów jeśli ogólny ich udział przekracza 8% całkowitej zainstalowanej mocy. Aktualnie moc zainstalowana w Polsce wynosi 50 GW, a moc instalacji prosumenckich 4 GW, czyli dokładnie 8%.

Innowacje i planowanie zamiast krytyki

Uczące złych nawyków prawo jakim są np. opusty nie może blokować innowacji. Krytyka projektowanych przez ministerstwo klimatu przepisów bez szerszej perspektywy nie ma sensu, nie służy ani prosumentom ani branży. Ramy wyznaczone przez dyrektywy unijne stwarzają przestrzeń do ochrony praw nabytych i tworzenia rynku dla nowych prosumentów. Dają też branży przestrzeń do wprowadzania innowacji procesowych takich jak sectors coupling (np. rozwój magazynowania w cieple, także na dłuższe okresy), podążanie za dobowym profilem cenowym energii i instalowanie paneli PV na dachach także zorientowanych na wschód i zachód (wtedy energia byłaby produkowana od rana do wieczora, co zwiększy autokonsumpcję i odciąży sieć).

Szukając rozwiązań należy  pamiętać, że wobec udokumentowanych przez IEO planów wzrostu mocy PV  do 15 GW już w 2025 roku nie ma sensu krytykować ministerstwa za propozycje sprzedaży przez prosumentów energii po średniej cenie z poprzedniego kwartału, gdyż wkrótce cena bieżąca w szczycie produkcji PV spadnie do zera, lub nawet niżej. Warto jednak do gry rynkowej zachęcać większych, aktywnych prosumentów (np. o mocach źródeł 10 kW) i tu tworzy się przestrzeń do rozwoju smart grid.

Szukając rozwiązań w sferze planowania rozwoju należy prowadzić działania na rzecz zwiększenia powierzchni dostępnej pod przetworniki OZE (np. przyspieszyć rozwój agrofotowoltaiki) lub na rzecz stosowania najbardziej wydajnych paneli co byłoby też wsparciem dla produkcji w kraju nowych typów ogniw (TOPCon, HJT i ogniw tandemowych) i modułów. 

Wobec ignorowania przez politykę energetyczną wyzwań związanych za zapewnieniem warunków do rozwoju OZE (i marginalizacją roli fotowoltaiki w tym dokumencie) oraz (delikatnie ujmując problem) pasywnej postawy OSD, Polska potrzebuje rządowej strategii i programu rozwoju energetyki rozproszonej co najmniej do 2035 roku, a uczący się dopiero rynku prosumenci potrzebują prostych rozwiązań i stabilnego prawa. Uwaga branży PV powinna być skupiona na pracy na rzecz wprowadzenia takiej strategii do porozumienia sektorowego, zainicjowanego przez ministra klimatu i przygotowywanego ze wsparciem ministerstwa rozwoju oraz wprowadzenia rekomendacji ze strategii  do krajowego planu na rzecz energii i klimatu.

Czy dojdzie do krachu na deweloperskim rynku projektów farm fotowoltaicznych?

Po opublikowaniu przez IEO  bazy danych projektów PV pojawiły się pytania ile z ponad 10 GW projektów PV mających warunki przyłączenia do sieci (WP)  i z 5 GW mających pozwolenie budowlane (PB) zostanie w praktyce zrealizowanych.

W bazie danych są wyłącznie projekty PV, które mają już wydane warunki przyłączenia lub pozwolenie na budowę. Więcej o projektach - w informacji prasowej.

Eksperci stawiający pod dyskusję problem nadpodaży projektów słusznie zauważyli, że w przypadku projektów wiatrowych tylko co dziesiąty projekt udało się zrealizować. Faktycznie bazy danych IEO z 2011 roku wskazywały na 90 GW (!) koncepcji projektów, ale wtedy projekty wiatrowe trafiały do baz danych na podstawie wniosków o WP (obowiązywała prostsza procedura) lub decyzję środowiskową (jeszcze przed uzyskaniem WP).  Wobec nadpodaży projektów deweloperskich wprowadzono kaucję za wydanie WP. Potem tylko co 5 projekt uzyskiwał WP, a  co 10 projekt z ważnym PB. W końcu przyszła ustawa „10H”, ale zdecydowana większość projektów wiatrowych z PB została/zostanie zrealizowana do końca 2022 roku z jednego powodu. … Nawet najgorsze projekty wiatrowe z PB ciągle dają tańszą energię, niż najlepsze projekty węglowe, gazowe czy PV.

W przypadku projektów PV nie jest jeszcze (!) tak źle. Prognoza krótkoterminowa IEO wskazuje, że w latach 2021-2025 przybędzie ponad 7 GW nowych farm PV. 

Szacuje się że w bazie danych IEO może być jeszcze ponad 1 GW projektów, które zostały już zakontraktowane w ramach dotychczasowych aukcji (w sumie 2,5 GW w aukcjach 2016-2020), ale ciągle widnieją w bazie danych jako nieprzyłączone do sieci (dopiero po przyłączeniu, projekty „wypadną” z bazy danych).  Oznacza to, że nawet bez dodatkowych aukcji (poza przeprowadzonymi lub już ogłoszonymi) pozostaje jeszcze 6 GW projektów, które bez większych problemów będą zrealizowane.

Oznacza to, że ok 30% obecnie rozwijanych projektów, które właśnie trafiły do bazy danych IEO nie znajdzie miejsca na rynku w tym okresie. Pytanie, które z projektów i dlaczego nie zostaną zrealizowane (przynajmniej w okresie do 2025r.) jest oczywiście zasadne.

 Po pierwsze jeżeli projekty mają WP tzn. że mogą być przyłączone do sieci (ciągle koszty przyłączenia farm PV nie przekraczają 5% pełnych kosztów farmy PV) i tylko inne uwarunkowania ekonomiczne i społeczne mogłyby to uniemożliwić. Po drugie nie należy się spodziewać masowych protestów wobec dotychczas przygotowanych projektów, nawet jeżeli są realizowane (uzyskują PB) w oparciu o  warunki zabudowy (WZ), a nie miejscowe plany (MPZP), wraz z koniecznością opracowania studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego (SUKZP) decyzją środowiskową (DŚ).  

Na razie nie ma atmosfery społecznej aby inicjatywy typu „Stop PV” - te oczywiście już są i zwracają np. uwagę na zagrożenie pożarowe (dot. to raczej instalacji prosumenckich) -  rozwijały się na szerszą skalę. Także deweloperzy nowych projektów farm PV (których jeszcze nie ma bazie danych) nie powinni się obawiać ustawy w stylu „10H” dla fotowoltaiki, ale np. nowelizacja ustawy 10H wprowadzić ma przepis mówiący, że jeżeli na obszarze gminy przewiduje się wyznaczenie obszarów, na których będą urządzenia wytwarzające energię z OZE o mocy większej niż 1 MW to w SUKZP „ustala się ich rozmieszczenie” (cokolwiek by to nie znaczyło).

Tymczasem jednak projekty w bazie danych nie wydają się zagrożone głównie dlatego, że w latach 2022-2025 ceny energii w Polsce będą wyższe (i będą rosły) niż koszt produkcji energii (LCOE) z farm PV, zwłaszcza dużych. Ponadto przynajmniej do czasu uzyskania przez PV łącznej mocy 10 GW (czyli do końca 2023r.) nie będzie miało jeszcze większego oddźwięku na rynku energii zjawisko „kanibalizacji” profilu ceny z PV, czyli energia produkowana w szczycie wydajności PV będzie dalej poszukiwana.

O tym, które projekty PV z pomad 10 GW obecnie zidentyfikowanych projektów farm PV zostaną zrealizowane zdecyduje zatem LCOE, a ten koszt generalnie zależeć będzie od: (1) produktywności instalacji ( promieniowania słonecznego w danej lokalizacji oraz prawidłowej optymalizacji farmy), (2) mocy zainstalowanej, (3) kosztów przyłączenia do sieci (wynikają z WP) oraz ((4) sprawności inwestora w kontraktowaniu EPC i dostaw technologii  (wraz z jej wyborem).

W obecnej bazie danych IEO są podane, dla każdego projektu (jedynie w sposób poglądowy), referencyjne LCOE dla średnich parametrów kosztowych z uwzględnienie różnic jakie mogą wynikać z lokalizacji (1) i mocy -efekt skali (2). Korzystając z tych danych można uporządkować projekty pod względem LCOE – rys.:

Jak widać różnice w LCOE mogą być znaczące. Nie ma dwu takich samych farm PV, tym bardziej, że coraz bardziej będą się liczyły koszty przyłączenia oraz siła rynkowa i profesjonalizm inwestorów (nie uwzględnione na wykresie). W najlepszej sytuacji jest ok. 550 większych projektów zlokalizowanych w miejscach o najlepszym nasłonecznieniu (LCOE niższe od obecnie kontraktowanych cen  energii na 2022-2023). Reszta (LCOE >300 zł/MWh) musi liczyć na duże wolumeny aukcyjne (aukcje mają być organizowane aż do 2026 roku). Z pewnością jednak nawet do 2025 roku trudno będzie zrealizować projekt o LCOE wyższej niż 350 zł/MWh. 

Ale ceny energii w Polsce będą rosły także po 2025 roku, a w tym czasie zapowiada się skokowy wzrosty wydajności farm PV w związku z przejściem z technologii PERC (obecnie 90% rynku) na TOPCon i HJT o sprawnościach o minimum 2-3 pp. (wzrost o 10%), a potem, jeszcze przed 2030 rokiem,  przyjdą ogniwa tandemowe (skok o 30% w stosunku do obecnie stosowanych).   

Analogia do energetyki wiatrowej nie jest więc do końca prawidłowa. Być może niemal wszystkie projekty, które uzyskają WP zostaną kiedyś zrealizowane?

Unikanie jasnego stanowiska w sprawie polityki klimatycznej nie służy budowaniu pozycji Polski

Unikanie jasnego stanowiska w sprawie polityki klimatycznej marginalizuje Polskę nie tylko w UE, ale i na arenie międzynarodowej.  Wystąpienie prezydenta Andrzeja Dudy podczas zorganizowanego przez prezydenta Joe Bidena szczytu Leaders Summit on Climate potwierdza, że jako kraj ciągle jesteśmy w sprawach strategicznych zakładnikiem górnictwa i energetyki węglowej. Tymczasem górnictwo to problem krótkoterminowy, a przyszłość dużego kraju zależy od strategii długoterminowej.

Oczekiwania  przed szczytem, także w Polsce, były duże. Jedni uważali, że to okazja do nawiązania lepszych relacji z administracją Bidena. Drudzy, że to dobra okazja aby dopowiedzieć, że Polska realizuje unijny cel neutralności klimatycznej ‘2050. Inni wierzyli, że pojawią się plany śmiałych inwestycji w OZE w czasie wychodzenia z kryzysu i  okresie do 2030 roku  (możliwość wykorzystania funduszy UE i tworzenie miejsc pracy w regionach w których będzie ich ubywać z powodu zmniejszania udziału węgla w energetyce). Okazało się, że ci ostatni dobrze rozumieli intencje organizatora szczytu.

O kluczowym znaczeniu działań na rzecz ochrony klimatu jak i szybkiej transformacji energetycznej oraz tworzenia zielonych (postcovidowych) miejsc pracy w najbliższych 10 latach mówił i prezydent Biden i jego specjalny wysłannik John Kerry na zakończenie szczytu. Wystąpienie prezydenta Andrzeja Dudy poszło w innym kierunku. Było nakierowane na zapewnienie trwałości aktualnych miejsc pracy w górnictwie, na węglową historię oraz "tu i teraz", albo na przygotowania do działań, które można by realizować w tej dekadzie, ale będą realizowane znacznie później.

Warto jednak na wstępie odnotować, że na szczyt zostało zaproszonych 40 głów państw, z których 17 (w tym niechlubnych liderów: Chiny, USA, Indie, Rosja) odpowiadających  za ok. 80%  globalnych emisji i globalnego PKB. W tej grupie względnie „bogatych trucicieli”, co prawda na samym końcu lokuje się Polska. Prezydent Biden zaprosił także szefów innych krajów, które albo” demonstrują” silne przywództwo klimatyczne (np. Wielka Brytania i cała UE, ale obecnie też USA – redukcja CO2 do 52% do ‘2030) albo są szczególnie narażone na wpływ klimatu (kraje afrykańskie) wytyczają innowacyjne ścieżki prowadzące do gospodarki o zerowej wartości emisji netto (np. Dania, ale też Korea, a nawet Brazylia), przodują w zielonych innowacjach (np. Niemcy, Izrael). Dodatkowo zaprosił liderów biznesu i społeczeństwa obywatelskiego. Obrady odbywały się w  kilku sesjach w tym:

• Ambicje klimatyczne (z udziałem m.in. premiera Johnsona, prezydenta  Putina oraz Kanclerz Merkel)
• Inwestycje klimatyczne
• Innowacje klimatyczne
• Gospodarka na rzecz klimatu (z udziałem m.in. prezydenta Dudy i premiera Sancheza)

Za kluczowe zobowiązanie przedstawione przez prezydenta Dudę należy uznać to zdanie: W Polsce w ciągu najbliższych dwóch dekad zamieramy zbudować zeroemisyjny (?) system energetyczny dzięki czemu udział węgla  zmniejszy się z obecnych 70% do nawet (!) 11 % w 2040 roku. Liczby (udziały), przedmiot (paliwo, a nie CO2) ale i odległa data jeśli chodzi o wysoce emisyjne i drogie paliwo na wyczerpaniu) wyróżniają się konserwatyzmem w zestawieniu z ambicjami uczestników szczytu. Uspokojenie  światowej opinii publicznej mogło przynieść  potwierdzenie (w sumie najważniejsza deklaracja), że Polska partycypuje w cel UE  redukcji emisji do roku 2030 do co najmniej 55%, ale to raczej jest oczywiste dla wszystkich w przypadku członka UE. Dlatego deklaracje strony polskiej wypadły blado w odniesieniu choćby do przedstawionych w na samej sesji, hiszpańskich. 

Portal Politico zauważył, że Polska i Hiszpania pokazują dwa oblicza transformacji energetycznej na szczycie klimatycznym. Zdaniem portalu  Hiszpania jest prawie gotowa do pełnej dekarbonizacji i może teraz czerpać korzyści , podczas gdy Polska dopiero zaczyna i ledwie ogranicza emisję i nieśmiało wycofuje się z energetyki paliw kopalnych, a tymczasem właśnie o ambicje  chodziło na szczycie pod przewodnictwem USA. Brak ambicji klimatycznych prezydenta Trumpa spowodował, że USA przegrały i w energetyce węglowej i słonecznej (fotowoltaika- produkcja ogniw PV i paneli) oraz wiatrowej, a także w w kilku innych "green-tech", a kopalnie węgla i tak są zamykane z powodu braku rentowności i gospodarczego sensu ich eksploatacji.

Dopóki Polska nie przepracuje polityki klimatycznej i energetycznej taka konfrontacja na programy pro klimatyczne i rozwojowe będzie przynosiła  nam wszystkim coraz większe szkody na wielu frontach. Też w sojuszu transatlantyckim. Sekretarz generalny NATO Stoltenberg i inni członkowie (było to też pierwsze w historii spotkanie ministrów obrony poświęcone zmianom klimatycznym) zapowiedzieli plan działań NATO w zakresie bezpieczeństwa klimatycznego i wezwali kraje do szerszego uwzględnienia kwestii klimatycznych na forach wielostronnych, w tym w misjach pokojowych ONZ.

Niestety polskie stanowisko (przy odpowiedzialnosci za 1% globalnych  CO2) w kilku punktach było zbliżone do stanowiska Rosji (5% globalnych emisji). Oba kraje podkreślają szczególną rolę energetyki jądrowej i gazu w swoich działaniach klimatycznych (co jest zadziwiające zwłaszcza w przypadku Polski). Oba stawiają na absorpcję CO2 w ekosystemach. Rosja szczyci się „ogromnym wkładem w absorpcję globalnych emisji dzięki zdolności absorpcyjnej swoich ekosystemów”, które faktycznie z uwagi na obszar kraju  mogą być  znaczące (Władimir Putin oszacował je na 2,5 miliarda ton ekw. CO₂ rocznie). Prezydent Duda z kolei postulował, że koncepcja Leśnych Gospodarstw Węglowych zasługuje na usankcjonowanie w ramach międzynarodowego porządku prawnego.  Obydwa kraje mówią też o CCS – najdroższej obecnie technologii, której rozwój od lat nie postępuje tak jak oczekiwano.

Zarówno w Rosji jak i w Polsce w rozmowach klimatycznych dominują odwołania  do (odległej już) historii. Prezydent Władimir Putin stwierdził, że  w porównaniu z 1990 r. Rosja zmniejszyła emisje gazów cieplarnianych o połowę - z 3,1 miliarda do 1,6 miliarda ton ekwiwalentu CO2, co było wynikiem „fundamentalnej restrukturyzacji rosyjskiego przemysłu i energetyki w ciągu ostatnich 20 lat”. Prezydent Duda wypowiedział się podobnie: „Polska wygospodarowała ogromną nadwyżkę redukcyjną CO2, którą zrealizowaliśmy postanowienia Protokołu z Kioto z 1997 roku. Ta nadwyżka przy założeniu 6% redukcji w naszym przypadku wynosiła aż 27%”.

Różnica pomiędzy Rosją, a Polską dotyczy sprawiedliwej transformacji (Rosja nie eksponuje tego tematu jako problemu). Zaskoczeniem było, że  Putin zapowiedział stworzenie infrastruktury do produkcji wodoru jako surowca i źródła energii (szkoda, że ten wątek nie pojawił się w polskim stanowisku, skoro jednak obok bez-wodorowej PEP mamy strategię wodorową) oraz działania na rzecz zmniejszenie emisji metanu (w tej cześć trudno było odgadnąć o co Putinowi chodzi- być może o obawę przed nałożeniem przez UE opłat za emisje uwalnianego metanu podczas wydobycia i przesyły gazu, a może myśli o wykorzystaniu Nord Stream do przesyłu deficytowego w UE wodoru?).

Szkoda,  że w kwestach polityki  klimatycznej musimy się licytować z Rosją w kosztowanej ale nieproduktywnej grze pozorów, a nie współtworzyć wspólną strategię z Zachodem. To nie przypadek, że w podsumowaniu  dyskusji prezydent Biden podkreślił, że działania na rzecz klimatu mogą stanowić największą gospodarczą szansę tego stulecia i wezwał  przywódców do skupienia się na tych możliwościach. Wydaje się, że w wystąpieniu  Prezydenta Andrzeja Dudy pobrzmiewają ciągle węglowe resentymenty z czasów rządów Premier Beaty Szydło i bieżące wydarzenia związane z podpisaniem porozumienia rządu z górnikami (sprawa ważna, ale nie strategiczna, zwłaszcza dla społeczności międzynarodowej), podczas gdy obecnie rząd i cały kraj są już znacznie dalej w akceptacji i praktycznej realizacji neutralności klimatycznej.

Polska ma czas na przygotowanie jeszcze bardziej strategicznie ukierunkowanego na gospodarkę i innowacje stanowiska na listopadowy COP 26 w Glasgow. Wypada mieć nadzieję, że rząd, we współpracy z kancelarią Prezydenta Dudy wypracują kolejne stanowisko  wybiegające w neutralną klimatycznie przyszłość (pierwszy krok to cele '2030), skupiające się na realnych zielonych inwestycjach do 2030 roku. W świetle dyskusji i zapowiedzi prezydenta Bidena o globalnych instrumentach finansowych na rzecz zielonej transformacji (całkowite wycofanie się z finansowania węgla i paliw kopalnych) grozi nam globalna marginalizacja.

Z drugiej strony poważniejsza refleksja po szczycie (o ile nadejdzie) może stać się okazją do wzmocnienia kadrowego administracji w tym strategicznym obszarze, włączenia w prace klimatologów i ekonomistów oraz przeprowadzenia dodatkowych analiz, które potwierdzą, że dalsze trzymanie się starej powęglowej narracji  nie broni się już ani gospodarczo ani społecznie. W tym sensie udział Polski i Prezydenta Andrzeja Dudy w  szczycie Leaders Summit on Climate może mieć bardzo korzystne następstwa w zakresie lepszego zrozumienia problemu i rozpoznania naszych strategicznych celów.

Profesor Wiesław Gogół

 W 1988 roku prof. Wiesław Gogół (razem z prof. Staniszewskim) napisał artykuł „Współczesne problemy heliotechniki” w którym wprowadził pojęcie „heliotechniki” do polskiego języka technicznego i naukowego.  

W latach 1990-2000 regularnie spotykałem się z prof. Gogolem (raz na kwartał) na wieczornych rozmowach o przyszłości energii słonecznej w Polsce. W rozmowach w jego skromnym, zapełnionym książkami gabinecie, uczestniczyła zawsze Pani Elżbieta Gogół, żona Pana Profesora, też pracownik Politechniki Warszawskiej. Głównym dylematem rozmów było to, czy w perspektywie czasu naszej aktywności zawodowej świat powstrzyma globalne ocieplenie (mówił o "ryzyku szybkiego rozładowania w efekcie spalania paliw, >>magazynu węgla<< gromadzonego wolno, przez lata, w strukturach geologicznych w Ziemi") i czy energetyka słoneczna stanie się w Polsce elementem rynku energii.   

Wokół Profesora zebrał się krąg tych  którzy wtedy - w kraju węglowym położonym na średnich  szerokościach geograficznych (nieraz nawet mówiliśmy „high latitudes”) - chcieli rozwijać energetykę słoneczną. Chyba wszystkie osoby z tego kręgu pracowały wspólnie (to okazja do wymienienia naszych nazwisk obok Prof. Gogóła) nad jedną z ważniejszych dla energetyki słonecznej książek z tamtego okresu. Tak brzmi jej pełny przypis bibliograficzny: „Konwersja   termiczna energii  promieniowania  słonecznego  w warunkach krajowych”, J. Bogdanienko, A. Chochowski, D. Chwieduk, R. Damański, W. Gogół, J. Krzyżanowski, L. Laskowski, J. Mikielewicz, J. Pabis, Z. Pluta, J.  Podogrocki, W.  Pomierny,  G.  Wiśniewski,  R.  Wnuk;  Redakcja: Wiesław  Gogół,  Oficyna  Wydawnicza  Politechniki  Warszawskiej, Warszawa 1993.

W celu szerokiej popularyzacji energetyki słonecznej i potencjału wykorzystania Energii Promieniowania Słonecznego w różnych sektorach (bez wykluczania żadnej z technologii) wprowadził ogólny skrót EPS, pod którym szeroko rozumiał źródła ciepła, chłodu, energii elektrycznej i produktów konwersji biochemicznej. Dzięki temu Profesor mógł włączać do współpracy różne osoby i łączyć rożne, niestety czasami niechętne wobec siebie, nurty w energetyce słonecznej.

Choć zaczynał pracę naukową od termodynamiki i wymiany ciepła i miał w tych dziedzinach olbrzymi dorobek, szybko zaczął wspierać badania i promocję konwersji fotowoltaicznej energii promieniowania słonecznego angażując się najpierw w działalność Polskiego Towarzystwie Energetyki Słonecznej (PTES-ISES, a potem Polskiego Towarzystwa Fotowoltaiki (PV Poland). 

Do końca żywo interesował się rozwojem energetyki słonecznej w Polsce. Po raz ostatni zadzwonił do mnie kilka miesięcy temu dopytując o szanse na produkcję ogniw fotowoltaicznych w Polsce. Energetyce słonecznej poświęcił niemal 50 lat swojego życia, nakierowanego na skrupulatne badanie i rozwiązywanie fundamentalnych problemów jej rozwoju.

Prof. Wiesław Gogół zmarł 7 kwietnia w wieku 93 lat.  Warto aby branża energetyki słonecznej pamiętała o olbrzymim wkładzie Pana Profesora w jej obecne sukcesy i o cierpliwym wsparciu Pani Elżbiety Gogół, która została depozytariuszem dorobku Profesora i świadkiem historii początków energetyki słonecznej w Polsce oraz długiej, pracowitej  drogi do sukcesu. Energetyka słoneczna jest na rynku.

Magazyny ciepła – niewykorzystane korzyści dla systemów ciepłowniczych i elektroenergetycznych

Międzynarodowa Agencja Energii Odnawialnej (IRENA) opublikowała raport „Termiczne magazyny energii” o niezwykłych możliwościach wykorzystania  magazynowania energii w formie ciepła, zarówno w systemach ciepłowniczych i jak i elektroenergetycznych. Technologia jest komercyjnie dostępna, czysta i tania, i aż się prosi aby wykorzystać ją w polskich systemach ciepłowniczych i szerzej w Krajowym Systemie Energetycznym (KSE), które są wyjątkowo mało elastyczne z uwagi na to, że bazują na kotłach na paliwa stałe i jednocześnie z niespotykaną rezerwą podchodzą do źródeł pogodowozależnych. 

Magazyny ciepła lub termiczne magazyny energii (TES) zapewniają elastyczność, która  pozwala na znacznie szersze i tańsze wprowadzanie pogodowozależnych OZE (energia słoneczna i wiatrowa) do systemów energetycznych. TES ograniczają potrzebę nadmiernie kosztownych nakładów na wzmocnienie sieci energetycznych, pomagają zrównoważyć sezonowe zapotrzebowanie i wspierają przechodzenie na najtańsze OZE, bez których polska energetyka stanie się niekonkurencyjna. TES, a zwłaszcza te z zasobnikami wody naziemnymi (TTES) i podziemnymi (UTES), mają o rzędy wielkości niższe koszty i dłuższe okresy magazynowania niż wszystkie inne rodzaje magazynów. Ale z jakiś powodów są (a przynajmniej dotychczas były) omijane szerokim łukiem przez ustawodawcę i traktowane z  rezerwą przez regulatora.  

Jest szansa na zmianę podejścia, ale czy potrafimy to wykorzystać jeżeli energetyce (tzw. zawodowej) chodzi o zachowanie status quo (starych przyzwyczajeń)  i raczej o droższą niż tańszą energię? TES pojawiły się w przejętej właśnie przez rząd polityce energetycznej (PEP’2040), ale zasadniczo tyko w części dotyczącej ciepłownictwa systemowego. Nie ma odniesień np. do ciepłownictwa indywidualnego (gdzie już widać problem z nadwyżkami energii z instalacji prosumenckich i w każdym domu przydałyby się bojlery do dogrzewania cwu energią z PV) oraz do możliwości poprawy bilansowania mocy (i lepszego wykorzystania mocy OZE) w krajowym systemie elektroenergetycznym.  

PEP’2040 w tzw. celu szczegółowym 7– „Rozwój ciepłownictwa i kogeneracji” proponuje działania na rzecz popularyzacji magazynów ciepła. Ich zastosowanie „(…) pozwala na zmagazynowanie ciepła wytworzonego w dolinach zapotrzebowania, a następnie wykorzystanie go w okresach zwiększonego zapotrzebowania, co usprawnia działanie systemów ciepłowniczych. To rozwiązanie pozwala także na wykorzystanie nadwyżek energii elektrycznej wytworzonych przez niesterowalne OZE do podgrzania czynnika grzewczego”. Szerzej o TES jest napisane w Strategicznej ocenie oddziaływania dokumentu (PEP) na środowisko, a w szczególności na  powietrze i klimat. -„Magazyny ciepła pozwalają na bardziej efektywne wykorzystanie zasobów energii odnawialnej pogodowo zależnej, co powodować będzie zmniejszenie emisji zanieczyszczeń do powietrza z innych źródeł wytwarzających energię elektryczna i ciepło, w tym z węgla i gazu oraz na (…) zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych w wyniku zastępowania energii ze źródeł kopalnych energią odnawialną”.

PEP wspomina tylko o „popularyzacji” (a nie np. wsparciu), ale przewidziano jednak 128 mln zł na budowę magazynów ciepła w latach 2021-2025. Stanowić to ma tylko 0,7% nakładów na modernizacji ciepłownictwa, ale dobre i to. Czy jednak takie „miękkie” zapisy mogą spowodować bardziej racjonalne, systemowe podejście do tej technologii?

Na razie nie widać efektów z dwu zasadniczych powodów. Pierwszy dotyczy  „silosowego” podejścia, które utrudnia tzw. integrację sektorów ciepła i energii elektrycznej, i mimochodem sprowadza się (w dobie „Zielonego ładu”(!) do promowania kogeneracji na paliwach kopalnych. Kogeneracja nie pasuje nie tylko do dążenia UE do neutralności  klimatycznej, ale też do nieelastycznych w Polsce systemów ciepłowniczych i elektroenergetycznych. Drugi powód problemów z wdrażaniem magazynów ciepła w Polsce dotyczy organicznej zdolności do myślenia systemowego w zakresie zdolności do integracji różnych rozwiązań. Część energetyków i polityków w niechęci do OZE dotknięta jest syndromem „Strasznych mieszczan w wierszu Tuwima, którzy „(…) widzą wszystko oddzielnie, że dom... że Stasiek... że koń... że drzewo...”. Chcą dokładać jeden magazyn do jednego pogodowozależnego źródła energii (jeszcze niedawno mówili o "gazówkach") , aby na siłę uczynić OZE zdolnymi do produkcji energii w źródłach węglowych przez minimum 40-60% godzin ciągu roku (bez zwracania uwagi, że np. zapotrzebowanie na energię nie jest stałe i wymaga elastyczności). Nikt inny na świecie na taką skalę tak nie myśli, bo z takiego podejścia wynikają tylko nieuzasadnione koszty dla odbiorców energii i wzrost emisji, niestety.

Powyższe tezy można było potwierdzić zarówno w dotychczasowej legislacji (klastry energii o nieodgadnionych założeniach) jak i w programach dla energetyki (usilne i oczywiście nieskuteczne wspieranie źródeł drogich o niskim potencjale). Jak nawet pojawiało się poparcie dla magazynów energii to (paradoks) razem z poparciem dla  źródeł "stabilnych" biogazu, energii wodnej i geotermalnej (które same magazynów nie potrzebują) razem z rynkiem mocy (wsparcie dla "stabilnych" paliw kopalnych) i jednoczesnym blokowaniem energetyki wiatrowej (gdzie tworzą się modele biznesowe na magazyny). Od niedawna programy i przepisy prawa są wzbogacane obecnie o elementy magazynowania energii razem z próbami promowania źródeł pogodowozależnych (to dobry znak), ale czy wystarczająco szybko?  

W 2019 roku  pojawił się ciekawy program NFOŚiGW „Ciepło powiatowe”, który po raz pierwszy dostrzegł rolę magazynów ciepła. Program pojawił się rok po ekspertyzie IEO „Ciepło z OZE”, gdzie przedstawiono założenia do ustanowienia programu wsparcia dla ciepłownictwa w zakresie budowy, modernizacji i rozwoju systemów ciepłowniczych współpracujących z OZE  i magazynami ciepła.  W zamyśle pierwotnym magazyny ciepła miały służyć całemu miejskiemu systemowi ciepłowniczemu (też nieelastycznym kotłom węglowym i jeszcze bardziej nieelastycznej kogeneracji) i miały być koniecznym warunkiem wsparcia dla ciepła z OZE (aby przekroczyć efekt skali).

Choć trzeba docenić sam program „Ciepło powiatowe” do którego wprowadzono jako koszt kwalifikowany (a nawet punktowany w ocenie wniosków – 2 punkty na 75), to warto zauważyć, że warunkiem udzielenia wsparcia na magazyn energii jest zintegrowanie go ze źródłem energii, które będzie realizowane równolegle w ramach projektu, a nie z systemem. To utrudnia racjonalne podejście i niepotrzebnie podnosi koszty. Nb. pozytywnie w „Programie” należy ocenić wyłączenie ze  wsparcia w formie dotacji projektów realizujących wyłącznie instalacje fotowoltaiczne i wiatrowe bez magazynu energii.

Po stronie legislacji ciągle nie jest wcale lepiej . Prawo energetyczne definiuje magazyn energii wyłącznie jako  instalację służącą do przechowywania energii, przyłączoną do sieci, mającą zdolność do dostawy energii elektrycznej do sieci. Definicja magazynu energii w ustawie o OZE  jest nieco szersza - za magazyn energii uznaje wyodrębnione urządzenie do przechowywania energii w dowolnej postaci, niepowodujących emisji będących obciążeniem dla środowiska, w sposób pozwalający co najmniej na jej częściowe odzyskanie. Ale już systemy wsparcia, np. aukcje na instalacje hybrydowe dotyczą tylko elektrycznych magazynów bateryjnych. Z kolei w definicji instalacji OZE jest mowa o „zespole z magazynem energii, w tym magazynem biogazu rolniczego”, ale nie z magazynem ciepła.

Takie zawężone ujęcie tematu magazynowanie oznacza tylko koszty. Studium Centrum Badawczego JRC Komisji Europejskiej pt. „Integration of the power and heating sector” pokazuje przepaść pomiędzy magazynami bateryjnymi typu “Tesla” i innymi formami magazynowanie energii, a magazynami w ciepła,  w szczególności TES (TTES to "magazynowanie w wodzie, UTES to magazyny typu PIT):

Poza kosztami na MWh liczy się też to, że magazyny energii elektrycznej magazynują w krótkim okresie (minuty i godzinny), a ich żywotność  jest bardzo ograniczona, podczas gdy magazyny ciepła  mogą magazynować w okresach tygodniowych (TTES) lub sezonowych, a nawet rocznych (UTES).

Próbą poprawy przez ustawodawcę sytuacji z magazynowaniem energii jest rządowy projekt ustawy o zmianie ustawy  Prawo energetyczne (druk sejmowy nr 808 z 2020-12-03). Za pozytywną zmianę w podejściu do problemu należy uznać postulat wprowadzenia uprawnienia do posiadania magazynów energii elektrycznej i zarządzania nimi przez OSP i OSD (odejście od myślenia "jedno źródło-jeden magazyn"), a nie obciążanie kosztami magazynowania wyłącznie każdego ze źródeł OZE „case by case”. Ale znowu magazyny energii są traktowane wybiórczo i w systemie wsparcia z opłaty OZE zwolniono tylko magazynowanie energii elektrycznej, a nie ciepła.  

Inaczej do problemu podchodzi np. energetyka w USA. Poza  tradycyjnymi elektrowniami szczytowo-pompowymi, które także  stanowią ciągle 95 procent zdolności magazynowych, drugą wg DOE i SANDIA najbardziej rozpowszechnioną technologią są magazyny ciepła (choć w USA nie ma rozpowszechnionych systemów ciepłowniczych i, co za tym idzie, wysokiego potencjału magazynowania w cieple), a dopiero potem  magazyny bateryjne.

Agencja IRENA pisze, że zdolność do magazynowania energii w dużych, sezonowych magazynach ciepła wzrośnie trzykrotnie do 2030 roku – z 234 GWh w 2019 r. do ponad 800 GWh 10 lat później. Mało jest krajów na świecie które mogłyby tak zyskać na rozwoju magazynów ciepła jak Polska. Wystarczy tylko pomyśleć systemowo i wokół szeroko rozumianych magazynów ciepła (sezonowe i prosumenckie, krótko- i długoterminowe) stworzyć kotwicę dla ekosystemu innowacji (polskie firmy dostarczają i mogą dostarczać coraz lepsze technologie) i ekosystemu biznesowego oraz dla zielonej transformacji.

Dlaczego energetyka wiatrowa w jednych krajach się rozwija, a w innych nie

 Od 5 lat polskie prawo w sposób  spektakularny, niespotykany w innych krach  blokuje rozwój najtańszej technologii energetycznej, która mogłaby przynosić korzyści, a naraża odbiorców energii na trwały trend wzrostu jej cen. Tym samym na własne życzenie pogarszamy pozycję konkurencyjną przemysłu na wspólnym rynku, na który trafia gro eksportu.

W poprzednim artykule „Najtańsza technologia energetyczna i gospodarka od 5 lat przegrywają z dziwnym prawem” (link) wykazano jedynie skutki restrykcyjnych przepisów i  zasadność ekonomiczną ich zmiany. Trudno jednak nie zapytać dlaczego takie przepisy się pojawiły akurat w polskim prawie. Przyjmowana domyślnie odpowiedź o „przyczynach politycznych” (skoro nie gospodarczych) nie wydaje się wystarczająca. Polityka zanurzona jest w kwestiach społecznych i wprowadzanie tego typu przepisów (wymierzonych w jednej technologię) musiało mieć w nich jakieś oparcie.Nie wiadomo np. dlaczego w momencie uchwalania przepisów społeczeństwo było obojętne, a odbiorcy energii nie dali sygnału ustawodawcy, że ich skutki będą daleko idące.

Z pewnością nie było jednego czynnika który doprowadził do regulacji blokującej rozwój energetyki wiatrowej. W niniejszym artykule zidentyfikowano niektóre z nich, pomijając zawiłości polityczne, ale zwracając uwagę na porównania międzynarodowe i problem (braku) zaufania społecznego, w tym oczywiście braku zaufania do branży.

Typowe ograniczenia  potencjału i rozwoju energetyki wiatrowej wynikają z braku przestrzeni do jej ekspansji i niemożliwości oddalenia miejsc lokalizacji elektrowni wiatrowych od zabudowań. Polska jest dużym obszarowo krajem j jak na warunki UE ma stosunkowo niską gęstość zaludnienia. Czy rzeczywiście Polska przesadziła z rozwojem energetyki wiatrowej, czy ekspansja wiatraków naruszyła ogólnie przyjęte obszarowe i ludnościowe wskaźniki nasycenia elektrowni wiatrowych?

Na rysunkach poniżej, w oparciu o dane IEO z monitoringu rynku, zilustrowano miejsce Polski na tle innych krajów UE pod wglądem mocy wiatrowych na jednostkę powierzchni kraju i na tysiąc mieszkańców. 

Dane na wykresach wskazują, że nasycenie mocami wiatrowymi w Polsce jest dwukrotnie niższe niż średnio w UE, zarówno w relacji do powierzchni kraju (18,9 do 36,2 MW na tysiąc km²), jak do liczby mieszańców  (0,16 do 0,31 MW na tysiąc mieszkańców). Jednocześnie narzucona prawem minimalna odległość elektorowi wiatrowych od zabudowań w Polsce jest (dane JRC)  dwukrotnie wyższa niż w  krajach  o wyższym od średniej unijnej nasyceniu mocami wiatrowymi. Są też kraje, które w tych zestawieniach wypadają jeszcze gorzej (prawa strona wykresów) niż Polska, która w odniesieniu do mocy  wiatrowych jest na 6 miejscu od końca.

Biorąc, w poszukiwaniu odpowiedzi na pytanie postawione na wstępie, pod uwagę z powyższego wykresu do dalszej analizy pierwsze 6 krajów (TOP-6) i 6 ostatnich (BOTTOM-6) i odrzucając na początek możliwość przypadku („wypadku przy pracy” legislacyjnej) można spróbować postawić i zweryfikować kilka hipotez w oparciu o proste statystki, np analizę ceny energii, postaw społecznych itd.

W prawdzie Polska ma najwyższe hurtowe ceny energii z, wyodrębnionych 12 krajów, ale zainstalowała jednak 6  GW mocy przed wprowadzenie restrykcyjnego prawa, które ceny energii obniżają. Analiza statystyczna dla wszystkich 12 krajów nie potwierdza istnienia istotnej korelacji pomiędzy cenami energii a mocami wiatrowymi. Trudno też korelować moce zainstalowane w poszczególnych krajach pod względem priorytetów w politykach energetycznych, gdyż te często się zmieniają (zazwyczaj na diametralnie przeciwne, np. Hiszpania) wraz ze zmianą ekip rządzących i trudno jest sprowadzić dane do tego samego "momentu historycznego".

Upolitycznienie polityki energetycznej, w tym wiatrowej, jest zazwyczaj osadzone w bardziej trwałych postawach społecznych  i instytucjach. W przypadku analiz dotyczących przyczyn wprowadzania przepisów regulujących odległości elektrowni wiatrowych od zabudowy mieszkaniowej oraz oceny stopnia zaangażowania (aktywności) inwestorów w budowę nowych mocy (limitowanych nie tylko prawem, ale i obawą o ew. protesty społeczne), kluczowe znaczenie mogą  mieć odpowiednio zaufanie społeczne (pomiędzy mieszkańcami) i zaufanie do instytucji prawa.

W tabeli zestawiono wskaźnik mocy zainstalowanej na tysiąc mieszkańców (dane przeliczne na km kw. prowadzą do podobnych obserwacji) z najnowszymi wynikami badan (Eurobarometer 10/07 - 26/08/2020) zaufania społecznego i zaufania do prawa w krajach z grup TOP-6 i BOTTOM-6.

Różnice w obu skrajnych grupach są bardzo wyraźne.Średnie zaufanie społeczne w krajach TOP6 (dysponują one 60% unijnej mocy zainstalowanej w UE) wynosi 85%, podczas gdy w krajach BOTTOM6  67% (przy ich 5% łącznej mocy zainstalowanej w UE). Jeszcze silniej obie grupy krajów odbiegają od siebie w przypadku porównania zaufania do prawa (TOP-6 – zaufanie 68%, BOTTOM-6 –zaufanie 32%). Tezę o zależność rozwoju energetyki wiatrowej w poszczególnych krajach UE od zaufania  potwierdza bardzo o wysoki współczynnik korelacji liniowej Pearsona (określający tu poziom zależności między mocą zainstalowaną a poziomami zaufania). Wynosi  on odpowiednio  0,88 przy zaufaniu do prawa 0,91 przy zaufaniu społecznym, co należy uznać za bardzo silne korelacje.

Korelacje byłaby jeszcze silniejsze gdyby pomiąć Republikę Czeską (gdzie jest stosunkowo wysokie zaufanie do prawa, pomimo niewielkich inwestycji w rozproszoną energetykę wiatrowa). Może to oznaczać, że w Czechach są jeszcze inne czynniki silnie oddziaływające na rynek energetyki wiatrowej (być może chodzi o silne poparcie dla fotowoltaiki  - technologii konkurencyjnej z którą identyfikuje się większość społeczeństwa).     

Przy silnym w Polsce poparciu społecznymi dla energetyki wiatrowej trudno racjonalnie wytłumaczyć   wprowadzenie przez ustawodawcę restrykcyjnego prawa i tak szeroki rozejście się polityków z oczekiwaniami większości i potrzebami gospodarki. Fakt wprowadzenia przepisów uderzających w prawa nabyte inwestorów jeszcze bardziej osłabił i tak niezwykle niskie zaufanie do prawa w Polsce i niesie za sobą dodatkowy efekt mrożący – całkowite zatrzymanie prac deweloperskich. Z drugiej strony takie prawo mogło stosunkowo łatwo być wprowadzone z uwagi na ogólnie niskie zaufanie społeczne (pokrzywdzone branże i grup społeczne nie mogą liczyć na solidarność). Powyższe spostrzeżenia wymagają dalszych pogłębionych analiz celem wyciągniecie konstruktywnych wniosków.

Nie wiadomo kiedy i czy zaufanie społeczne i zaufanie do prawa w Polsce wzrośnie do poziomu krajów zachodnich, a bez tego samo poluzowanie zasady „10H” może nie przynieść spodziewanych efektów. Na podstawie ww. uproszczonych analiz można jednak postawić tezę, że w Polsce dalszy rozwój generacji rozproszonej i OZE wymaga przeprowadzenia merytorycznej kampanii informacyjnej adresowanej do społeczności lokalnych oraz zawarcia porozumienia sektorowego rządu z branżą wiatrową i sojuszu branży wiatrowej z przemysłem narażonym na skutki wysokich cen energii. Jest także potrzeba powiązania rozwoju energetyki wiatrowej z rozwojem innych innowacyjnych technologii komplementarnych (fotowoltaika, wodór, hybrydy wiatrowo-fotowoltaiczne, sectors coupling, elektromobilność, smart grid), które nie mają szansy na rozwój przy drogiej  i wysokoemisyjnej energetyce.