|
Zdaniem Grzegorza Wiśniewskiego, prezesa Instytutu Energetyki Odnawialnej, obecny system wsparcia energii ze źródeł odnawialnych wymaga rewizji, ponieważ wspierane obecnie współspalanie węgla z drewnem oddala Polskę od realizacji celów dyrektywy 2009/28/WE i generuje niepotrzebne koszty w całej gospodarce.
- Dotychczasowa sytuacja wynika z zaniechań z lat 2002-2006, kiedy tworzony wówczas system wsparcia w postaci zielonych certyfikatów był torpedowany przez energetykę korporacyjną i zwyczajnie nie działał. W związku z tym, że wtedy jeszcze rząd chciał pokazać, że poważnie traktuje zobowiązania na 2010 r. wynikające z dyrektywy 2001/77/WE, współspalanie uzyskało wsparcie polityczne, gdyż jawiło się jako rozwiązanie tanie i szybkie, pozwalające na przyrosty udziału zielonej energii w bilansie sprzedaży energii elektrycznej - tłumaczy dla portalu wnp.pl Grzegorz Wiśniewski.
Jak podkreśla prezes IEO, w związku z tym system mógł się rozwijać bez natrafiania na barierę dostępu do surowców, nawet gdy zaburzał równowagę na rynkach oraz podnosząc koszty w przemyśle drzewnym, zabierając biomasę z ciepłownictwa oraz trzebiąc lasy z drewna użytkowego. Problemy te zostały dostrzeżone ponad 3 lata temu, kiedy wraz z rozporządzeniem ministerstwa gospodarki dot. OZE z sierpnia 2008 r. wprowadzono organicznie w stosowaniu biomasy leśnej na rzecz biomasy "Agro".
- Problem pojawił się, kiedy współspalanie wyczerpało limity biomasy leśnej wynikające z rozporządzenia z 2008 r., przy jednoczesnym wycofaniu się UE ze wsparcia upraw energetycznych, które powodowało wzrost cen żywności. Energetyka korporacyjna, nie chcąc ponosić kosztów wspierania rozwoju upraw, wpadła na pomysł, aby przy okazji tegorocznej nowelizacji ww. rozporządzenia odejść od limitów stosowania biomasy leśnej. I rzeczywiście, jak zwykle z najwyższą uwagą, propozycja ta została wysłuchana i uwzględniona przez ministerstwo gospodarki. W projekcie nowelizacji rozporządzenia z końca lipca 2010 r. taka propozycja pojawiała się razem z wydłużeniem systemu wsparcia w postaci zobowiązań ilościowych i zielonych certyfikatów o 2 lata, do końca 2019 roku. Te dodatkowe dwa lata miały producentów zielonej energii, ale gra idzie o rynek w najbliższych latach - wyjaśnia dalej prezes IEO.
Wzbudziło to uzasadnione obawy całego sektora OZE, ale też innych bazujących na drewnie sektorach gospodarki.
- Kontynuacja współspalania w takiej formie jak zaproponowana w obecnym projekcie rozporządzenia oddala szanse Polski na realizację celu na 2020 r. zapisanego w dyrektywie 2009/28/WE, za której wdrożenie odpowiada ministerstwo gospodarki. System liczenia wypełnienia celu wg dyrektywy promujący efektywność wykorzystania energetycznego biomasy sprawia, że przesuniecie strumienia biomasy z ciepłownictwa do współspalania powoduje prawie 3-krotne zwiększenie zapotrzebowania na deficytową biomasę, co powoduje koszty dla innych działów gospodarki oraz podobny wzrost kosztów wdrożenia dyrektywy. Zielone ciepło z biomasy jako równoważna forma wypełnienia celu dyrektywy jest bowiem ok. 3-krotnie tańsze od kosztów, jakie płacą konsumenci energii elektrycznej za współspalanie. Ponadto, ta sama ilość biomasy wykorzystana w systemie wysoko sprawnej kogeneracji dawałaby 3-krotnie wyższy wkład w realizacje celu dla OZE, który i bez współspalania będzie wyzwaniem dla Polski - podkreśla Grzegorz Wiśniewski.
Dlatego też, jak zaznacza prezes IEO, kontynuacja wsparcia dla współspalania, a w szczególności podnoszenia w tym procesie udziałów biomasy leśnej, zaburza konkurencję na rynku OZE i generuje wysokie koszty na zewnątrz elektrowni.
- Obecny system jest kosztowny, skomplikowany (zwłaszcza dla mniejszych wytwórców energii) i niekoniecznie promuje to, co nam będzie potrzebne w 2020 r. i później, kiedy nie będzie ani obecnie współsplających elektrowni ani nowych inwestycji. Zmiany prawa powinny iść w kierunku zachęcania do nowych inwestycji w efektywne technologie OZE - zaznacza Wiśniewski.
Uwzględniając jako docelową w 2020 r. strukturę "energy mix" podaną w przyjętym przez rząd Krajowym Planie Działań (KPD), skala wymaganych inwestycji przekroczyłaby 26 mld euro.
- Powstaje zatem pytanie, jak system wsparcia sprowadzić do wspólnego mianownika i jak optymalizować od strony kosztów realizację celu (w całym okresie do 2020 r.), z uwzględnieniem odpowiednich relacji pomiędzy zielonymi rynkami i poszczególnymi technologiami OZE? Poza tym, że chodzi o minimum kosztów w dłuższym okresie (może nawet do 2030 r.), najbardziej naturalnym kryterium optymalizacji wydaje się uwzględnienie faktu, że nowa dyrektywa OZE jest elementem znacznie bardziej kosztownego dla Polski pakietu klimatycznego i szerzej - polityki klimatycznej UE. To znaczy uzasadnione byłoby silniejsze promowanie tych technologii OZE, które taniej redukują emisję CO2, wliczając w to także transport, w tym zielony transport elektryczny i tzw. niską emisję - podkreśla Wiśniewski.
Ważne byłoby też to, aby system wsparcia dążył do większej dywersyfikacji technologii i wykorzystania różnych rodzajów odnawialnych zasobów energii. Zdaniem Grzegorza Wiśniewskiego, aby sytuacja w polskim sektorze zielonej elektroenergetyki mogła się poprawić, potrzebny jest system degresywnych stałych cen ustalanych nie wg potrzeb poszczególnych technologii, ale po najniższych kosztach realizacji 15,5% celu w zakresie OZE na 2020 r.
- Obecny system sam w sobie jest wygodniejszy dla OZE większych mocy, gdyż dla małych wytwórców generuje koszty i bariery zbyt trudne do pokonania. Konsumenci energii wcale nie korzystają z domniemanych niższych kosztów z powodu efektu skali, a koszty systemowe rosną za to wraz ze skalą źródeł - mówi Wiśniewski.
Jego zdaniem nieznane są przypadki, aby małe źródła miały gdziekolwiek szanse rozwoju bez systemu stałych cen, lub co najmniej możliwości rozliczeń przez konsumenta/prosumenta netto z dostawcą energii (net metering).
- Jestem za wprowadzeniem stałych cen ze względu na moc, którą określiłbym na poziomie maks. 100 kW. Chodzi o to, aby z systemu mogły skorzystać i gospodarstwa domowe, i gospodarstwa rolne, i MŚP. Z czasem, wraz ze wzrostem konkurencyjności OZE, ten system mógłby się przekształcić w net metering i wpisać się w koncepcję rozwoju tzw. inteligentnych sieci - tłumaczy Wiśniewski.
Pozostaje jeszcze problem określenia wyjściowej taryfy.
- Nie sądzę, aby kosztowna formuła ustalania taryfy dla każdego z mikróźródeł miała uzasadnienie. Powinna ona bardziej wynikać z unikniętych kosztów: bilansowania, strat na przesyle oraz rozbudowy sieci niż z kosztów takiej czy innej technologii. Przy tym założeniu pewnie nie byłoby dużym błędem, aby określić poziom wyjściowy taryfy dla małych źródeł rzędu 800 zł/MWh, ale z degresją w kolejnych latach włączania źródeł do sieci. Wobec znikomego udziału mikróźródeł w systemie taka początkowo wysoka taryfa nie wpłynęłaby na cenę energii dla odbiorców końcowych, a mkroźródła w przeciwieństwie do dużych systemowych, mają olbrzymi potencjał redukcji kosztów wraz z ich upowszechnieniem - mówi Wiśniewski.
Zdaniem prezesa IEO, w takim systemie mogłyby z powodzeniem zacząć funkcjonować przydomowe (dachowe) małe elektrownie wiatrowe, mikrobiogazownie (kontenerowe), a nawet domowe systemy fotowoltaiczne wspierane, w celach bilansowania, systemami wytwarzania zielonego ciepła z energii słonczej i geotermalnej.
- Mniejsza skala i integracja różnych źródeł w lokalne grupy bilansujące to bowiem to niższe koszty środowiskowe, niższe koszty dla systemu energetycznego i większe korzyści w całej gospodarce bardziej równomiernie rozłożone w sensie społecznym. Byłby to też silny impuls do rozwoju inteligentnych sieci, które w Polsce bez mikróźródeł ograniczą się do wymiany liczników na nowe, zupełnie niepotrzebne poza etapem samej demonstracji, wspieranych ze środków publicznych - wyjaśnia Grzegorz Wiśniewski.
WNP
|