13 września 2022r. w formule zdalnej odbyło się 24 seminarium organizowane w ramach projektu KlastER. Celem seminarium było określenie, jakie przesłanki techniczne, ekonomiczne, prawno-organizacyjne oraz społeczne – w rozumieniu udziału poszczególnych prosumentów oraz odbiorców – powinny być spełnione, aby wdrożyć mechanizmy bilansowania lokalnego w projektach z funduszy europejskich dla województw.
Seminarium rozpoczęło się od zaprezentowania przez Sławomira Kopcia z AGH w Krakowie informacji na temat bieżących działań realizowanych w ramach projektu KlastER [prezentacja]. Następnie głos zabrał inicjator i moderator wydarzenia Olgierd Dziekoński ze Związku Województw RP. Dziekoński podkreślił rolę samorządów lokalnych, przypisując im szczególne znaczenie w zapewnianiu i realizowaniu dostępu do szeroko rozumianej energetyki, w tym również zasobów związanych z aspektami elektroenergetycznymi. Dziekoński wspomniał także o pracach na temat koncepcji usług autobilansowania, prowadzonych w projekcie KlastER.
Wyniki tych prac omówiono m.in. w artykule autorstwa Ryszarda Cetnarskiego, Serhiy Penskyyego i Karola Wawrzyniaka na łamach czasopisma „Energetyka Rozproszona” 4, 2021: 19–39.
Jako pierwszy z prelegentów zabrał głos Michał Bando, były prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Jego wystąpienie dotyczyło możliwości prawno-organizacyjnych realizacji bilansowania lokalnego z punktu widzenia URE. Bando podkreślił, że obecna sytuacja społeczno-polityczna oraz światowe trendy prowadzą do modelu decentralizacji rozwoju energetyki. Jak zaznaczył:
Nie ma dzisiaj chyba innego wyjścia niż budowa szeroko pojętej energetyki rozproszonej. W to pojęcie idealnie wpasowuje się funkcjonowanie społeczności lokalnej czy klastrów (...). Ja miałem przyjemność spotkać się z kilkoma reprezentantami klastrów i muszę państwu powiedzieć, że jest to ogromna przyjemność widzieć tak zorganizowane lokalne społeczności, widzieć takie zaangażowanie. Myślę, że te funkcjonujące dzisiaj klastry są po pierwsze doskonałym przykładem, po drugie niewątpliwie pewnie będą wdzięcznym nauczycielem czy mistrzem do czerpania z nich wzoru.
Bando w swojej wypowiedzi zwrócił uwagę na samobilansowanie, które może być jego zdaniem rozwiązaniem problemu samowystarczalności, poprzez zapewnienie wystarczającej ilości energii elektrycznej i cieplnej. Poza rozwojem lokalnych społeczności energetycznych, Bando widzi potencjał w lokalnej energetyce przemysłowej, zakładach średniej wielkości, które dysponują własną infrastrukturą elektroenergetyczną i cieplną, które można włączyć w klaster. Prelegent nie jest natomiast zwolennikiem budowania własnej sieci, ale wykorzystania już istniejącej. Kluczowe według Bando jest zapewnienie maksymalnego wykorzystania lokalnie produkowanej energii w taki sposób, aby pobierać jej jak najmniej z sieci oraz, aby zapewnić ciągłość dla wszystkich użytkowników energii zrzeszonych w danej społeczności czy na danym obszarze. W tym zakresie Bando przypisuje znaczącą rolę samorządom, które tworzą plany, dysponują terenami czy odbiorcami energii lokalnej.
Głos w odniesieniu do wystąpienia Michała Bando zabrał Wojciech Wrochna z Kancelarii Kochanski & Partners. Wrochna zwrócił uwagę, że zwiększenie udziału energetyki rozproszonej w systemie elektroenergetycznym to nie tylko zmiana prawa, ale także paradygmatu funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Jak zauważył Wrochna, rodzi to pytanie o to czy administracja jest gotowa do takiej zmiany paradygmatu i ma odpowiednie zasoby, żeby takiemu wyzwaniu sprostać. Wrochna zadał w związku z tym pytanie o to, jak można w tym pomóc administracji. Michał Bando ustosunkował się do tego pytania następująco:
(...) Trzeba zacząć od tego, że Polska należy do mniejszości krajów, wydaje mi się, że trzech z tego co pamiętam, które posiadają centralny system bilansowania, to znaczy, w którym operator systemu przesyłowego zarządza rozpływami energii na terytorium całego kraju. A w większości krajów europejskich funkcje te są dedykowane spółkom dystrybucyjnym. Niewątpliwie pewnego rodzaju barierą w rozwoju i funkcjonowaniu tego pojęcia samowystarczalności jest przyjęty model funkcjonowania bilansowania w Polsce, ale tu mówimy o bilansowaniu stricte technicznym, nie do końca bilansowaniu takim, żeby kupić sprzedać i skonsumować. Polskie sieci elektroenergetyczne od lat funkcjonują w tym centralnym modelu zarządzania systemem, nie sądzę, aby było to jakimś strasznie trudnym przedsięwzięciem, żeby scedować część rzeczy na operatorów systemów dystrybucyjnych a dalej, żeby oni mogli to scedować na społeczności lokalne czy na inne podmioty, tym bardziej, że pewien wyłom się szykuje. Tym wyłomem nazywa się linia bezpośrednia, która też będzie ruszała fundamenty funkcjonowania dzisiejszych spółek dystrybucyjnych i tym samym polskich sieci elektroenergetycznych.
Bando dodał również, że przeszkodą dla budowy linii bezpośrednich może być obawa spółek związana ze spadkiem części przychodów. Wyraził jednak pewność, że ten model zmieni się w najbliższym czasie, zachowując regulatora, który będzie łagodził niektóre ruchy. To znaczy, nie będzie ich hamował, ale dbał o ogół użytkowników systemu, nie jedynie o losy spółek skarbu państwa.
Kolejny panelistą był Tomasz Chmiel z IDEA / NCBJ, który przedstawił założenia dla wprowadzenia lokalnego systemu autobilansowania poprzez autokonsumpcję godzinową oraz bilansowanie fizyczne [prezentacja]. Założenia zostały przebadane i opisane w ramach wspomnianego już artykułu opublikowanego na łamach czasopisma "Energetyka Rozproszona".
O technicznych aspektach bilansowania lokalnego w kontekście funkcjonowania OSD z perspektywy systemowej, opowiedział Grzegorz Marciniak, dyrektor Departamentu Zarządzania Informacją Pomiarową ENEA. W swojej wypowiedzi Marciniak skupił się na bilansowaniu technicznym obszarowym, które obecnie jest rozwijane i wdrażane przez spółkę ENEA. Zbilansowywana jest w niej ilość energii, którą pobrano i wyprodukowano przez odbiorców i wytwórców z podziałem na poziomy: gminy, powiatu, województwa. Drugim aspektem, którym zajął się Marciniak było bilansowanie po poziomach napięć. Dyrektor zaznaczył, że po ostatnich doświadczeniach spółki ENEA, która posiada stacje transformatorowe, w których jest 100% prosumentów, bilansowanie godzinne okazało się niewspółmierne. Spółka musiała przejść na bilansowanie 15-minutowe i na inne sposoby bilansowania. Kiedy jeden prosument wytwarza bowiem energię, w tej samej chwili inny pobiera pobiera energię tuż obok. Taki przesył energii między prosumentami wymusił wdrożenie przez ENEA więcej narzędzi matematycznych, umożliwiających bilansowanie. OSD rozwija zatem zarówno bilansowanie obszarowe jak i bilansowanie po poziomach napięć. Jak stwierdził Marciniak, spółka bierze pod uwagę, że w przyszłości będzie świadczyć taką usługę na szerszą skalę, ponieważ będzie to wynikało z obowiązku ustawowego lub z tego, że nie każdy będzie wyposażony w podobne systemy informatyczne. Aby przybliżyć, jak wygląda bilansowanie i jakie są w tej chwili potencjały OSD na terenach związanym ze spółką, Grzegorz Marciniak podał, że maksymalna moc pobierana przez klientów to 3,5 GW. Obecnie warunków wydanych i umów przyłączeniowych podpisano na 10,5 GW.
Grzegorz Torebko, dyrektor PGE Dystrybucja S.A. rejon Energetyka Ełk, przedstawił aspekty techniczne możliwości realizacji bilansowania lokalnego w kontekście OSD. Torebko zaznaczył, że między klastrem a OSD powinna zachodzić ścisła współpraca w zakresie wydzielania obszaru i wielkości klastra. Torebko zwrócił też uwagę na znaczenie współpracy na poziomie technicznym, w tym w wyznaczaniu odpowiedniego miksu energetycznego a także w bilansowaniu odbioru. Torebko przytoczył rozpatrywany przez PGE przypadek obszaru zasilanego z trzech różnych linii średnich napięć, z trzech różnych GPZ. Taka sytuacja wymaga większych nakładów inwestycyjnych związanych z odpowiednim opomiarowaniem (np. bramki pomiarowej na średnich napięciach). Zgodnie z zarządzeniem URE i ustawą, do 2025 roku wszystkie stacje transformatorowe muszą zostać opomiarowane. Wszyscy odbiorcy muszą być natomiast opomiarowani licznikami inteligentnymi do lipca 2031 roku. Jak zaznaczył Torebko, PGE jest w trakcie tych prac.
Dyrektor PGE w rejonie Ełk, podał pod rozwagę propozycje systemu, który mógłby wynikać z taryfy, a który wymuszałby na OSD zapewnienie właściwych wskaźników opomiarowania. Może bowiem zdarzyć się tak, że wskaźniki narzucone dla OSD nie będą pokrywały się z danym obszarem, a zakres inwestycji nie będzie wchodził w zakres danego klastra. OSD ma obowiązek ustawowy, żeby inwestować w sieć i żeby cały czas poprawiać jej stan techniczny. Jak powiedział Grzegorz Torebko:
(...) Chcąc poprawić część sieci znajdujących się na naszej sieci, które blokują nam inwestycje, możemy pójść w kierunku przebudowy sieci we własnym zakresie. Bo takie możliwości w tej chwili mamy. To są warunki usunięcia kolizji na podstawie których my jako klient, możemy przebudować sieć po to, żeby uwolnić tereny czy też umożliwić dalszy rozwój klastra. Takie rzeczy możemy robić, natomiast nie szedłbym w kierunku dużych inwestycji prowadzonych przez klaster. Bo im większa inwestycja tym większe nakłady. Natomiast moim zdaniem akurat ten wymóg jest wymogiem ustawowym, który spoczywa na OSD i tutaj należałoby szukać chyba bardziej jakiejś wspólnej drogi ze spółką dystrybucji niż omijać ten aspekt.
Ostatnie zagadnienie poruszone przez Grzegorza Torebko dotyczyło aspektu handlu, który mógłby prowadzić klaster mając koncesje i uwarunkowania prawne. Dzięki dostępowi do platformy SCADA oraz do danych pomiarowych, klaster działający jako sprzedawca, mógłby ustalać ceny poprzez analizę giełdową cen energii oraz narzuconych limitów dla klientów. Klaster mógłby również wspomagać wytwórców poprzez wyższe ceny energii, a swoim klientom oferować niższe ceny.
Kolejna panelistka, Monika Mulier-Gogół z Urzędu Marszałkowskiego Województwa Lubelskiego, opowiedziała o praktycznych aspektach możliwości uwzględniania kwestii bilansowania lokalnego w programach funduszy europejskich dla województw [prezentacja]. Mulier-Gogół przybliżyła najważniejsze informacje dotyczące powodów, dla których uwzględniono klastry i spółdzielnie energetyczne w programie funduszy europejskich dla województwa lubelskiego. W poprzednim programie brakowało ofert dedykowanych dla takich społeczności i producentów energii rozproszonej z OZE. Mulier-Gogół opisała także zakres wsparcia jaki jest przewidziany zgodnie z projektem a także z linią demarkacyjną, jaka została zatwierdzona w umowie partnerskiej.
Obecnie województwo lubelskie jest w trakcie negocjacji z Komisją Europejską dotyczących bieżącego projektu. Projekt jest na etapie uzgodnień, jednak umowa partnerska wskazuje, aby z uwagi na generowanie oszczędności, inwestycje w OZE były wspierane w formie pożyczki, a nie bezpośredniej dotacji.
Jak zauważyła Mulier-Gogół, w wyniku realizacji programu, województwo lubelskie liczy na wzrost liczby klastrów. Obecnie na terenie lubelskiego funkcjonuje osiem klastrów i jedna spółdzielnia energetyczna. Instytucją odpowiedzialną za wspieranie podobnych inicjatyw jest Lubelska Agencja Wspierania Przedsiębiorczości. Działania dotyczą budowy, rozbudowy czy też przebudowy lokalnych źródeł energii na potrzeby lokalne. Oznacza to, że nie jest konieczne przesyłanie energii na duże odległości. Planowana jest też budowa i rozbudowa instalacji OZE pozwalających na wytwarzania ciepła wraz z magazynami ciepła działającymi na potrzeby danego źródła OZE.
Jako ostatni głos w trakcie seminarium zabrał Jakub Szymański prezes spółdzielni energetycznej “Słoneczny Serock”, Kierownik Referatu Gospodarki Gruntami, Planowania Przestrzennego i Rozwoju. Jego wystąpienie dotyczyło tematu społecznych uwarunkowań wprowadzenia bilansowania lokalnego [prezentacja].
Jak zaznaczył Szymański, spółdzielnia “Słoneczny Serock” powstała jako odpowiedź na oddolne zapotrzebowanie. Zjednoczyła w swej strukturze podmioty o dużym zapotrzebowaniu na energię. Wśród tych podmiotów są odbiorcy o zapotrzebowaniu 100 KW czy 200 KW, którzy nie są w stanie zabezpieczyć potrzebnych sobie mocy własną instalacją. Do podmiotów zaliczają się też takie, które są pozbawione możliwości realizacji własnej instalacji. Jak stwierdził Szymański, spółdzielnia niesie za sobą szereg przywilejów dla jej członków m.in. korzystania z systemu upustów przewidzianych w ustawie. Podmiot objęty upustem m.in. nie ma naliczanej i pobieranej opłaty OZE, opłaty mocowej czy opłaty kogeneracyjnej.
Szymański opowiedział o głównej inwestycji spółdzielni, jaką jest instalacja fotowoltaiczna o mocy 0,5-0,7 MW, realizowana na składowisku odpadów w Dębem. Aktualnie obiekt jest w trakcie rekultywacji. Główne źródło, z którego będą korzystali spółdzielcy będzie realizowane ze środków ze sprzedaży udziałów. Zorganizowana opieka techniczna nad tym źródłem będzie natomiast pochodzić z czynszów. Inwestycja podzielona jest na dwa etapy, w pierwszym etapie celem jest zabezpieczenie mocy dla zadeklarowanych obecnie 60 podmiotów w spółdzielni. W perspektywie są plany budowy drugiego źródła ze środków własnych, aby zapewnić spółdzielni lepszą stabilność.
Gmina Serock udostępniła nieruchomość, na której usytuowana będzie infrastruktura spółdzielni. Gmina zajmuje się także administracyjną stroną przedsięwzięcia, ale nie wchodzi w prawa członkowskie spółdzielni. Lokalny autorytet gminy w tworzeniu spółdzielni zwiększa dodatkowo zaufanie do przedsięwzięcia.
Wojciech Wrochna podsumował seminarium z perspektywy prawnej. W konkluzji zwrócił uwagę na potrzebę budowania stabilnych ram prawnych, które wpłyną na zmiany obecnie funkcjonującego systemu energetycznego. Zdaniem Wrochny, aby rozwiązania były jasne i stabilne, w ich wypracowanie powinni oddolnie i intensywnie angażować się aktywni propagatorzy transformacji energetycznej. Jak zauważył Wrochna, należy wywrzeć odpowiednią presję na decydentach, aby wprowadzać takie rozwiązania. Skutecznie zamknięte projekty pilotażowe mogą być natomiast dowodem tego, że takie rozwiązania są możliwe do wdrożenia.
Kończąc seminarium Olgierd Dziekoński ponownie podkreślił szczególna rolę samorządów jaką powinny odegrać w aktywnym tworzeniu się społeczności energetycznych. Dziekoński powiedział także o potrzebie ich współpracy z OSD, które posiadają wiele rozwiązań, a które mogą być użyteczne dla funkcjonowania klastrów i spółdzielni energetycznych
