Jaką rolę w transformacji energetycznej będą odgrywać magazyny energii? Wywiad z Szymonem Kowalskim

Magazyny energii elektrycznej stanowią kluczowy element umożliwiający skuteczne przeprowadzenie transformacji energetycznej. W najbliższych latach będą one odgrywać istotną rolę w stabilizacji krajowego systemu elektroenergetycznego oraz wspierająco pracę odnawialnych źródeł energii.

System oparty w coraz większym stopniu na OZE wymaga rozwiązań, które są w stanie szybko i elastycznie reagować na zmieniające się warunki pracy sieci oraz zapotrzebowanie odbiorców. Choć OZE oferują istotną przewagę w postaci niższych kosztów wytwarzania energii w porównaniu do źródeł konwencjonalnych, ich charakter – uzależniony od warunków pogodowych – wiąże się z dużą zmiennością produkcji.

Z tego względu niezbędne jest wdrażanie technologii i źródeł, które pozwolą ograniczyć ryzyka wynikające z tej zmienności. Rolę tę w systemie mogą pełnić zarówno jednostki gazowe, jak i bateryjne magazyny energii (BESS). Te pierwsze obarczone są jednak pewnymi istotnymi wadami tj. wysoki koszt produkcji energii, emisyjność oraz wysoka zależność Polski od importu gazu. Dlatego rozwiązanie to powinno funkcjonować w systemie energetycznym jedynie w ograniczonym zakresie. W porównaniu do jednostek gazowy bateryjne magazyny energii stanowią efektywne i perspektywiczne rozwiązanie, wspierające stabilność systemu przy jednoczesnym ograniczaniu kosztów oraz zwiększaniu bezpieczeństwa energetycznego.

Jednak z uwagi na wciąż relatywnie nowatorski charakter tych rozwiązań w warunkach polskich – systemy te nie funkcjonują jeszcze na dużą skalę w KSE, projekty magazynowe napotykają istotne wyzwania w zakresie pozyskiwania finansowania. Ograniczona dotychczas skala wdrożeń powoduje, że instytucje finansujące podchodzą do tego typu inwestycji z dużą ostrożnością. Przychody jakie będą uzyskiwały BESS będą pochodziły z co najmniej kilku źródeł, dlatego ich odpowiednie policzenie sprawia sporo kłopotu. 

W ramach naszej współpracy jako BES Energy i TPA / Baker Tilly TPA, prowadzimy zaawansowane analizy, w ramach których staramy się z dużą dokładnością prognozować te potencjalne przychody z tej działalności. To jeden z tych obszarów, na którym łączymy kompetencje rynkowe, analityczne i wdrożeniowe z doświadczeniem w zakresie finansowania, modeli biznesowych, podatków i wymogów regulacyjnych naszych zespołów. Dzięki temu możemy z dużym przekonaniem stwierdzić, że technologie te nie tylko stanowią kluczowy element stabilizacji systemu elektroenergetycznego, ale przy odpowiedniej strategii operacyjnej mogą również generować stabilne i atrakcyjne przychody dla ich właścicieli.

Czy dekarbonizacja ciepłownictwa tworzy potencjał rozwojowy dla OZE?

Transformacja energetyczna jest procesem znacznie szerszym niż wyłącznie zmiany w systemie elektroenergetycznym. Obejmuje ona również sektor gazowy – w tym rozwój biometanu i zielonego wodoru – oraz sektor ciepłowniczy.

To właśnie ciepłownictwo poza sektorem elektroenergetycznym stoi dziś przed jednymi z największych wyzwań transformacyjnych. Sektor ten w dużej mierze opiera się na produkcji z węgla, a ponadto znaczna część istniejących jednostek wytwórczych została już zamortyzowana. Konieczność ich modernizacji tworzy jednak dla nas unikalną szansę na głęboką przebudowę tego sektora.

W tym kontekście szczególnego znaczenia nabiera integracja sektora elektroenergetycznego i ciepłowniczego (tzw. sector coupling), która pozwala na budowę spójnego, efektywnego i lepiej zbilansowanego systemu energetycznego i ciepłowniczego. Kluczowym elementem tego procesu jest elektryfikacja ciepłownictwa, realizowana poprzez wdrażanie technologii takich jak kotły elektrodowe, pompy ciepła, magazyny ciepła oraz inne rozwiązania wykorzystujące energię elektryczną do produkcji ciepła.

Rozwiązania te umożliwiają efektywne zagospodarowanie znaczących wolumenów energii elektrycznej pochodzącej z odnawialnych źródeł. Szacuje się, że sektor ciepłowniczy w Polsce może obecnie absorbować od kilkunastu do nawet kilkudziesięciu TWh energii z OZE rocznie.

Integracja obu sektorów przynosi wymierne korzyści po obu stronach. Z jednej strony umożliwia wytwarzanie relatywnie taniego i niskoemisyjnego ciepła. Z drugiej strony zapewnia odnawialnym źródłom energii stabilnego i elastycznego odbiorcę, zdolnego do ograniczania ryzyk związanych z niestabilnością produkcji, w tym koniecznością redukcji generacji czy występowaniem cen ujemnych.

W efekcie połączenie sektora elektroenergetycznego i ciepłowniczego tworzy wzajemnie wspierający się system, który można postrzegać jako zamknięty obieg transformacji energetycznej – zwiększający efektywność, bezpieczeństwo oraz ekonomiczną opłacalność całej transformacji.

Na ile zaplanowane już nakłady na rozbudowę sieci przesyłowych i dystrybucyjnych adresują problem rozbudowy mocy OZE i kiedy pojawią się widoczne rezultaty? 

Sieci elektroenergetyczne, a w szczególności możliwości przyłączeniowe, były w ostatnich latach jednym z głównych ograniczeń transformacji energetycznej w Polsce. Znaczące trudności w przyłączaniu nowych źródeł – zwłaszcza OZE – stawiały pod znakiem zapytania tempo i skalę całego procesu transformacji.

Obecnie sytuacja ulega jednak wyraźnej poprawie. Obserwujemy istotny wzrost liczby wydawanych warunków przyłączenia, a ich łączna moc przekracza dziś około 240 GW. 

Należy przy tym podkreślić, że znaczna część tych projektów nie zostanie zrealizowana – zarówno ze względu na ograniczenia projektowe i finansowe, jak i brak rzeczywistego zapotrzebowania systemowego na tak duże wolumeny mocy.

Mimo to skala wydanych warunków przyłączenia wyraźnie pokazuje, że sytuacja sieciowa stopniowo zmienia się na korzyść wytwórców. Wpływ na to mają również zmiany regulacyjne, w tym wprowadzenie tzw. cable poolingu, który umożliwia bardziej efektywne wykorzystanie istniejącej infrastruktury przyłączeniowej.

Istotnym krokiem w kierunku poprawy sytuacji jest także Karta Efektywnej Transformacji, czyli plan modernizacji i rozwoju sieci elektroenergetycznych opracowany przez operatorów systemów dystrybucyjnych we współpracy z regulatorem. Dokument ten zakłada przeznaczenie ponad 130 mld zł na rozwój sieci do 2030 roku, co stanowi wyraźny sygnał wsparcia dla dalszej transformacji energetycznej.

Przy tej okazji warto również wskazać na dwie kwestie, które często są ze sobą mylone przy okazji rozmów o kwestia związanych z przyłączaniem do sieci – zdolności przyłączeniowe sieci oraz jej zdolność do bilansowania energii w systemie energetycznym. O ile dostępność przyłączeń ulega poprawie, o tyle to właśnie bilansowanie systemu – czyli zdolność do zarządzania zmienną produkcją i popytem – staje się dziś i będzie w przyszłości głównym wyzwaniem integracji OZE.

Z tego względu kluczowego znaczenia nabiera rozwój rozwiązań takich jak magazyny energii oraz integracja sektorów (sector coupling), które umożliwiają efektywne zarządzanie nadwyżkami energii i stabilizację systemu.

Czy ewentualne złagodzenie polityki klimatycznej (na poziomie UE lub krajowym) może wpłynąć na decyzje inwestorów w sektorze energetycznym?

Polityka klimatyczna Unii Europejskiej oraz system EU ETS funkcjonują jako system naczyń połączonych. Mechanizm ETS ma na celu motywowanie państw członkowskich do ograniczania emisji CO₂, przede wszystkim poprzez stopniowe odchodzenie od paliw kopalnych w energetyce. W praktyce oznacza to konieczność inwestowania w źródła niskoemisyjne, w szczególności odnawialne źródła energii (OZE).

System ETS funkcjonuje już od ponad dwóch dekad i jego wpływ na transformację energetyczną jest wyraźnie widoczny. Dobrym przykładem jest Polska, gdzie udział OZE w produkcji energii wzrósł z kilku do ponad 30 procent, mimo rosnącego zapotrzebowania na energię. Oznacza to, że główne cele tego mechanizmu w dużej mierze zostały osiągnięte.

Ewentualne zmiany w systemie ETS mogą jednak w krótkim okresie wpłynąć na decyzje inwestycyjne oraz postrzeganie transformacji przez inwestorów, zwiększając poziom niepewności. Należy jednak podkreślić, że samego procesu transformacji nie da się już zatrzymać. Z perspektywy Polski kluczowe jest wręcz jego przyspieszenie, ponieważ brak inwestycji może w przyszłości prowadzić do problemów z zapewnieniem wystarczającej mocy w systemie elektroenergetycznym.

Powrót do energetyki opartej na węglu wydaje się dziś mało realny. Dostępne w Polsce zasoby są w dużej mierze wyeksploatowane, a pozostałe złoża znajdują się na znacznych głębokościach, co istotnie podnosi koszty ich wydobycia i podważa opłacalność ekonomiczną.

Również rozwój energetyki opartej na gazie nie stanowi optymalnego rozwiązania – zarówno z punktu widzenia kosztów, jak i bezpieczeństwa energetycznego. Gaz oznacza wyższe ceny energii oraz istotną zależność od importu surowca.

Podsumowując, ewentualna reforma systemu ETS może krótkoterminowo spowolnić decyzje inwestycyjne, jednak w dłuższej perspektywie nie powinna zatrzymać rozwoju odnawialnych źródeł energii, które pozostają kluczowym kierunkiem transformacji energetycznej.

Jakie są dziś największe ryzyka – regulacyjne, biznesowe lub technologiczne – które inwestorzy powinni brać pod uwagę, planując projekty energetyczne w Polsce w perspektywie najbliższych 5 lat?

Z perspektywy inwestora lokującego kapitał w odnawialne źródła energii można wskazać kilka kluczowych ryzyk, które mają istotny wpływ na podejmowanie decyzji inwestycyjnych.

W obszarze regulacyjnym jednym z najważniejszych wyzwań pozostaje proces tzw. permittingu, czyli etap przygotowania inwestycji obejmujący uzyskanie szeregu decyzji administracyjnych. W Polsce proces ten jest obecnie silnie sformalizowany i złożony, co znacząco wydłuża czas realizacji projektów. W przypadku energetyki wiatrowej przygotowanie inwestycji może trwać nawet do 8 lat, a dla projektów offshore przekraczać 10 lat. Średni czas developmentu dla farm wiatrowych na lądzie wynosi obecnie około 5 lat.

Dodatkowym źródłem niepewności jest trwająca reforma planowania przestrzennego, w tym wprowadzenie tzw. planów ogólnych. Brak jednoznacznych rozstrzygnięć dotyczących ich kształtu powoduje obecnie istotne trudności w planowaniu nowych inwestycji i zwiększa ryzyko inwestycyjne.

Kolejnym istotnym czynnikiem są ryzyka operacyjne związane z funkcjonowaniem rynku energii, w szczególności zjawisko ograniczania produkcji (tzw. curtailment) oraz występowanie cen ujemnych. Zjawiska te wpływają bezpośrednio na poziom przychodów projektów i muszą być uwzględniane w analizach inwestycyjnych.

W odpowiedzi na te wyzwania coraz większego znaczenia nabierają rozwiązania technologiczne i systemowe, takie jak magazyny energii oraz integracja sektorów (sector coupling). Pozwalają one w istotnym stopniu ograniczyć wskazane ryzyka, poprawiając elastyczność systemu oraz stabilność przychodów inwestorów.