Mamy coraz więcej zielonej energii i musimy szybko nauczyć się nią zarządzać, by para nie szła w gwizdek. Potrzebne są zmiany w funkcjonowaniu rynku.
Zobacz całą transmisję z panelu:
Włodzimierz Mucha, wiceprezes zarządu Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE), wskazuje, że ostatnie miesiące to trudna sytuacja dla operatora elektroenergetycznego systemu przesyłowego, którym są PSE, bo tak duże redukcje generacji OZE, jak w tym roku, nie zdarzały się w latach poprzednich.
- Z redukcjami mierzymy się właściwie praktycznie w każdy weekend i w godzinach piku fotowoltaicznego mamy problem z nadmiarem energii elektrycznej, a w godzinach wieczornych, wtedy, kiedy pik fotowoltaiczny się kończy, mamy problem z pokryciem zapotrzebowania szczytowego i musimy się zwracać do sąsiadów o pomoc operatorską - wyjaśniał Włodzimierz Mucha.
Włodzimierz Mucha, wiceprezes zarządu Polskich Sieci Elektroenergetycznych (Fot. PTWP)Zdaniem Włodzimierza Muchy problem w istocie polega na tym, że rynek nie wycenia odpowiednio energii elektrycznej w ciągu doby.
Gdyby występowało duże zróżnicowanie cen energii w ciągu doby, to przy jej nadmiarze byłaby bardzo tania, co zachęcałoby do jej konsumpcji, a gdyby wieczorem była droga, to można byłoby zapotrzebowanie pokrywać handlowo, bez uciekania się do pomocy operatorskiej.
- Gdyby w godzinach wieczornych energia była wyceniana odpowiednio wysoko, to z pewnością dzięki połączeniom transgranicznym bylibyśmy w stanie spokojnie to zapotrzebowanie handlowo pokrywać. Niestety, z racji tego, że rynek nie działa, musimy jako operator wprowadzać nierynkową redukcję odnawialnych źródeł energii, stosować operatorskie środki do tego, by równoważyć zapotrzebowanie z generacją - komentował Mucha.
Włodzimierz Mucha przypomniał, że PSE w czerwcu 2024 r.
wdrażają reformę rynku bilansującego i operator liczy na to, że "doprowadzimy do sytuacji, gdzie w okresach wysokiej nadpodaży energii elektrycznej ceny będą bardzo istotnie pikowały w dół, natomiast wtedy, kiedy energii będzie brakowało, będą bardzo drogie".
Marcin Laskowski, wiceprezes zarządu ds. regulacji PGE, stwierdził, że sieć przesyłowa i sieć dystrybucyjna to krwiobieg systemu energetycznego.
- Sama budowa źródeł odnawialnych, bez skutecznego systemu dystrybucyjnego, bez dobrze przygotowanego systemu przesyłowego mija się z celem, bo energia, która jest produkowana przez te źródła, musi być przez sieć zaabsorbowana i dostarczona do klientów końcowych - komentował Marcin Laskowski.
Marcin Laskowski, wiceprezes zarządu ds. regulacji PGE (Fot. PTWP)To sieć dystrybucyjna będzie odpowiadała w 70 proc. za przyłączenie źródeł odnawialnych, czyli za wyprowadzenie mocy z tych elektrowni.
- Ta sieć przechodzi transformację. To już nie jest sieć jednokierunkowa, sieć pasywna, która tylko dostarczała energię elektryczną do odbiorców końcowych. W związku z rozwojem prosumentów, rozproszonych źródeł produkujących energię odnawialną ta sieć staje się siecią dwukierunkową, siecią aktywną - podkreślił Marcin Laskowski.
PGE, aby dostosować swoje sieci dystrybucyjne do nowych wymagań rynkowych, przeznacza około 4 mld zł rocznie na jej rozbudowę, modernizację i digitalizację.
Maciej Mróz, wiceprezes zarządu Taurona Dystrybucja, stwierdził, że powinniśmy się nauczyć zarządzać efektywnie energią z OZE, wskazując, że "gdyby nawet sieć dystrybucyjna była dzisiaj wybudowana w gabarycie sieci przesyłowej, to z sytuacją, w której mamy nadpodaż produkcji energii, nie jesteśmy w sobie w stanie sieciowo poradzić".
- Dzisiaj to nie są problemy sieciowe, bo tak wydajemy warunki przyłączenia, aby problemów sieciowych unikać. Dzisiaj mamy do czynienia z problemami bilansowymi i wydaje mi się, że powinniśmy w takim kierunku właśnie prowadzić nasze wspólne prace, aby nauczyć się efektywnie zarządzać energią - komentował Maciej Mróz.
Maciej Mróz, wiceprezes zarządu Tauron Dystrybucja (Fot. PTWP)- Myślę, że warto zastanowić się nad tym, czy dystrybucja nie mogłaby zrezygnować z pobierania opłat za przekroczenie mocy w sytuacji, kiedy jest nadpodaż generacji w stosunku do zapotrzebowania, aby nie penalizować klientów za przekroczenia mocy - komentował Maciej Mróz.
Podkreślił, że należy optymalizować wykorzystanie istniejącej już infrastruktury.
Robert Stelmaszczyk, prezes zarządu Stoen Operator, zaznaczył, że spółka jest w trakcie realizacji największego rocznego programu inwestycyjnego w swojej historii, opiewającego na 650 mln zł.
Robert Stelmaszczyk, prezes zarządu Stoen Operator (Fot. PTWP)- Robimy to w oparciu o kartę efektywnej transformacji sieci dystrybucyjnych, czyli deklaracyjny dokument podpisany przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki i operatorów systemów dystrybucyjnych. Dokument ten określa kierunki inwestycyjne, zapewnia podstawowe parametry zwrotu z inwestycji i mimo że jest listem intencyjnym, wystarcza nam, by zwiększyć inwestycje w pożądanych obszarach - komentował Robert Stelmaszczyk.
Wskazał, że te obszary to przede wszystkim absorpcja energii ze źródeł odnawialnych oraz szeroko pojęta digitalizacja i smartyfikacja.
- Jestem optymistą. Uważam, że rozbudowa tego krwioobiegu czy kręgosłupa systemu energetycznego, jakim jest sieć dystrybucyjna i przesyłowa, przyniesie poprawę bezpieczeństwa. Większa, lepiej rozbudowana i kontrolowana sieć zmniejszy przerwy w dostawie energii elektrycznej i uczyni tę sieć bardziej odporną na przykład na sabotaż wszelkiego rodzaju - komentował Robert Stelmaszczyk.
Piotr Świecki, prezes BFX Energia, wskazując, że spółka jest deweloperem i inwestorem OZE, stwierdził, że z perspektywy rozwoju projektów i inwestowania problemem jest oczywiście uzyskiwanie warunków przyłączenia do sieci.
Piotr Świecki, prezes BFX Energia (fot. PTWP)- Myślę, że mamy kilka rzeczy do zrobienia, żeby upłynnić ten proces. Jest relatywnie niska bariera wejścia na ten rynek właśnie dla deweloperów, którzy np. potem spekulują warunkami przyłączeniowymi, a co za tym idzie - jest wiele warunków przyłączenia, które są zablokowane i inwestycje nie powstają - komentował Piotr Świecki.
Ocenił, że dużo by pomogło w skali kraju, gdyby zostały stworzone mechanizmy motywujące do przeprowadzania inwestycji w określonym czasie.
- Dzisiaj płacimy 30 tys. zł, jak dobrze pamiętam, za warunki przyłączeniowe za każdy 1 MW. Nie miałbym problemu, żeby ta kwota była dwa-trzy razy większa. Niech to będzie weryfikacja tego, czy inwestor jest poważny, czy też to jest spekulant, który chce tymi warunkami handlować - mówił Piotr Świecki.
Wskazał, że to są proste rozwiązania, które "być może wyeliminowałyby pewną mgłę spekulacyjną, która się pojawiła w ostatnich latach".
Maciej Bartoszewicz, zastępca dyrektora Departamentu Rynków Energii Elektrycznej i Ciepła Urzędu Regulacji Energetyki, podkreślił znaczenie efektywnego wykorzystania istniejących zasobów sieciowych.
Maciej Bartoszewicz, zastępca dyrektora Departamentu Rynków Energii Elektrycznej i Ciepła Urzędu Regulacji Energetyki (Fot. PTWP)- Pojawienie się instytucji cable poolingu powoduje, że deweloperzy są zarówno w stanie występować o nowe warunki przyłączenia w nowych miejscach, jak i uzupełnić zasoby, które już posiadają w swoim portfelu o nowe źródła i przez to też uelastycznić swoje portfolio inwestycji w odnawialne źródła energii - komentował Maciej Bartoszewicz.
Zaznaczył, że konieczna jest digitalizacja i automatyzacji sieci.
- To się nie odbędzie bez czynnego udziału tak naprawdę całej gałęzi elektrotechniki, wprowadzania nowych rozwiązań łączników, systemów automatycznego przywracania napięcia - komentował Maciej Bartoszewicz.
Wyjaśniał, że w przypadku stosowania formuły cable poolingu pojawiały się wątpliwości po stronie operatorów i deweloperów, jak stosować prawo i regulator zajął stanowisko, podając kierunkowe wytyczne na temat procedury przyłączania instalacji OZE do sieci w ramach współdzielenia przyłącza.
- Jeśli chodzi o linię bezpośrednią, to akurat osobiście zajmuję się tym zakresem. Wniosków jest niewiele, można je policzyć na palcach jednej ręki - poinformował Maciej Bartoszewicz.
Mariusz Kondraciuk, dyrektor branży Smart Infrastructure w Siemens Polska, podkreślił, że sama technologia nie jest receptą na transformację sieci, bo transformacja energetyczna toczy się na wielu płaszczyznach - regulacyjnej, ekonomicznej, społecznej i technologicznej.
Mariusz Kondraciuk, dyrektor branży Smart Infrastructure w Siemens Polska (Fot. PTWP)- Na chwilę zamykając się tylko w obszarze technologicznym, powiedziałbym, że to, co najbardziej może pomóc transformacji sieci, to jest digitalizacja w dwóch obszarach. Z jednej strony to budowanie sieci inteligentnych, ich automatyzacja. Odbywa się to w różnym tempie, szybciej, wolniej, w zależności też od budżetów i możliwości - komentował Mariusz Kondraciuk.
Menedżer wskazał, że drugi obszar digitalizacji, który można jego zdaniem bardzo dobrze wykorzystać, "to jest smart metering, obligo na instalowanie liczników zdalnego odczytu".
- Jeżeli je wykorzystamy nie tylko do zmiany sprzedawcy energii, aby było łatwiej, prościej, szybciej, ale również jako systemy, które w sposób quasi real time będą mówić o rzeczywistym obciążeniu sieci i pomogą w planowaniu jej rozwoju, to może się okazać, że przestrzeni na efektywne wykorzystanie majątku, który już mamy, jest dużo więcej - mówił Mariusz Kondraciuk.
Ocenił, że takie wykorzystanie danych, zaprzężenie digitalizacji do rozwoju sieci pozwoli efektywniej, skuteczniej alokować ograniczone środki inwestycyjne.
Oglądasz archiwalną wersję strony Europejskiego Kongresu Gospodarczego.
Co możesz zrobić:
Przejdź do strony bieżącej edycji lub Kontynuuj przeglądanie
