Wydłużenie rynku mocy da czas na przebudowę polskiej energetyki

Jedną z analizowanych przez nas propozycji jest możliwość wykorzystania nadwyżek produkcyjnych z OZE przez przemysł, aby ten wyprodukował w ten sposób więcej swoich produktów nie marnując zielonej energii – mówi Anna Łukaszewska-Trzeciakowska pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej.

Polskie elektrownie węglowe będą mogły dłużej korzystać z pomocy publicznej, jaką jest rynek mocy?

Wiodącą rolę w tym procesie pełni Ministerstwo Klimatu i Środowiska. Według mojej wiedzy rozmowy na poziomie Rady UE idą w dobrą stronę i wsparcie dla polskich elektrowni węglowych w ramach rynku mocy zostanie wydłużone do końca 2028 r. Negocjacji na Radzie UE jednak jeszcze nie skończyliśmy, a ostateczny kształt regulacji będzie musiał być jeszcze uzgodniony w negocjacjach w Parlamentem Europejskim.

Dlaczego wydłużenie tego mechanizmu jest dla nas ważne?

Zyskujemy w ten sposób czas na przebudowę naszego miksu energetycznego. Jego podstawą dla zapewnienia mocy, do czasu powstania energetyki atomowej, będą zmodernizowane bloki węglowe klasy 200 MW. Tych w Polsce mamy blisko 50. Do tego czasu zakończymy większość inwestycji w nowe stabilne bloki oparte na gazie. 30 czerwca br. weszła w życie ustawa o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowych, która ma pomóc w rozbudowie tych dużych magazynów energii, równolegle do rozpowszechniających się innych technologii wielkoskalowych, np. opartych o baterie czy wodór. W ciągu dekady powinny też być dostępne małe reaktory jądrowe.

Jeśli nie udałoby się wydłużyć tego mechanizmu to jesteśmy skazani na lukę w mocy do produkcji energii elektrycznej?

My już teraz jesteśmy na granicy wystarczającej mocy do stabilnej, przewidywalnej produkcji energii. Wyjściem awaryjnym są właśnie modernizacje bloków 200 MW. Wierzę, że po powstaniu Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego zlecenia na ich modernizację pojawią się bardzo szybko. Bez tego trudno będzie nam uniknąć tego wyzwania, którym jest wspominana luka w zakresie mocy dyspozycyjnej. Nasze bloki energetyczne są wiekowe, a czasu na ich zastąpienie jest niewiele. Procesy musimy szybko realizować, bez opóźnień, aby uniknąć tej luki lub aby jej konsekwencje były jak najmniejsze.

Czy rozpoczęty, ale z opóźnieniem proces powstania Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego pomoże zwiększyć stabilną moc do produkcji energii elektrycznej?

Proces się toczy i rozpoczął się właśnie kluczowy etap, a więc przedstawienie przez Skarb Państwa warunków zakupu aktywów węglowych. To finałowy etap powstania tego podmiotu, który pozwoli na nowe inwestycje.

W czerwcu rząd przyjął nowelizację ustawy o mrożeniu cen energii, którą Pani jeszcze pilotowała jako wiceminister klimatu i energii. Chodzi o objęcie producentów OZE, zajmujących się sprzedażą gwarancji pochodzenia zielonej energii oraz długoterminowymi umowami na sprzedaż energii, 97 proc. opłatą na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny. Branża mocno krytykowała te rozwiązania…

Przyczyna jest bardzo prosta. Branża znalazła luki w systemie mrożenia cen energii, dlatego też chcieliśmy ten system uszczelnić. Cena energii, od której podlegała opłata na Fundusz spadała, a rosły ceny nie objętych ceną maksymalną gwarancji pochodzenia. Efekt: marża producentów energii nadal była wysoka, ale kumulowała się w innym miejscu, na instrumentach finansowych nie objętych opodatkowaniem. Zostawiamy nadal 3 proc. marży. Rozumiem emocje branży, ale rząd jako regulator musi łatać dziury w systemie. Jeśli wszystkim ograniczamy marże do 3 proc., to wobec wszystkich musimy to stosować – to także wynika z regulacji przyjętych na poziomie UE.

A czy nie chodzi o to, aby znaleźć dodatkowe źródła przychodu na rzecz mechanizmu mrożenia cen energii, bo w systemie brakuje kilku miliardów złotych?

Musimy pamiętać, że środki są wypłacane z Funduszu COVID – 19, który zasilany jest m.in. opłatami od zysków spółek energetycznych. Muszę jednak przyznać, że pewną zmianą wobec naszych wyliczeń są koszty rozliczenia zakupu węgla, pracy bloków energetycznych i stan ich zakontraktowania przy codziennej pracy. Spadek pracy dużych bloków węglowych jest widoczny wraz z rosnącą mocą OZE. Zmiany w prognozie przychodów mogą wynikać m.in. z tego faktu, że wzrost produkcji energii z OZE jest większy niż prognozowaliśmy, a z węgla mniejszy. Wahania w wielkości produkcji energii z danego źródła widać na rynku bilansującym, gdzie skoki cenowe są bardzo duże w obrębie jednego dnia.

Pod koniec sierpnia dowiemy się, czy decyzja środowiskowa wydana pod koncesję po 2026 r. dla kopalni węgla brunatnego Turów, została wydana zgodnie z przepisami prawa. Co oznaczałoby zamknięcie kopalni i elektrowni w 2026 r.?

Nie wyobrażam sobie takiej sytuacji. Nie można wyłączyć tej kopalni, a tym samym elektrowni, bo poza kilkuprocentowym udziałem w produkcji energii, służy ona także stabilizacji systemu energetycznego na pograniczu Niemiec, Czech i Polski. Bez niej stabilny przesył energii między krajami może być zakłócony. Wpływ pracy elektrowni i kopalni na bezpieczeństwo energetyczne państwa jest oczywisty i został właśnie potwierdzony przez Naczelny Sąd Administracyjny, który uchylił decyzję sądu niższej instancji o wstrzymaniu wykonania decyzji środowiskowej dla kontynuacji eksploatacji kopalni. Jestem przekonana, że argumenty dotyczące interesu publicznego zostaną należycie wzięte pod uwagę przy rozpoznaniu przez wojewódzki sąd administracyjny skargi na decyzję środowiskową.

Chciałam także zwrócić uwagę, że w Niemczech finalizowane są prace, które w przypadku wybranych inwestycji wyłączają wymóg przygotowania oceny odziaływania danej inwestycji na środowisko. W przypadku tych inwestycji nasi sąsiedzi nie planują również przeprowadzenia procesu oceny transgranicznej. Jest to dla nas nie do pomyślenia, aby np. inwestycja przy naszej granicy mogła się toczyć bez badania jej wpływu na sąsiednie kraje – i proces taki miał oczywiście miejsce w przypadku kopalni w Turowie. Nie powinniśmy się godzić na podwójne standardy w tym zakresie.

Jak przebiegają prace nad rozbudową terminalu LNG w Świnoujściu?

Proces inwestycyjny przebiega zgodnie z planem. Rozbudowa o trzeci zbiornik ma zakończyć do końca roku, nie możemy jednak wykluczyć niewielkich opóźnień. Warunki pogodowe nie sprzyjały w prowadzeniu prac – na szczycie zbiornika wiatry przybierają bardzo duże prędkości, które czasami uniemożliwiają prace na wysokościach. Musimy jednak rozliczyć tę inwestycję w ramach dotacji ze środków UE do końca tego roku i to jest obecnie najważniejsze. Nie widzę żadnego ryzyka dla rozładunku statków ani żadnego zagrożenia dla bezpieczeństwa gazowego Polski.

Jak przebiegają prace nad budową drugiego terminalu LNG w Gdańsku?

Dla porządku należy przypomnieć, że drugi terminal LNG w Polsce, tj. pływający terminal w Gdańsku, jest obecnie realizowany przez GAZ-SYSTEM w wariancie z jednym statkiem regazyfikacyjnym, a w ramach tej budowy powstaje też falochron i nabrzeże oraz gazociąg łączący statek z krajowym systemem przesyłowym, który również musi zostać rozbudowany – od trójmiasta do centrum Polski. Ten projekt idzie zgodnie z planem i obecnie nie przewidujemy opóźnień wobec terminów określonych we właśnie zakończonej wiążącej procedurze Open Season. Trzeba jednak wspomnieć, że równolegle analizujemy możliwość rozbudowy tego terminala o drugi statek regazyfikacyjny. Jeśli plany się powiodą, to łączna moc obu jednostek wyniesie ok. 10 mld m3/r. W marcu GAZ-SYSTEM przeprowadził niewiążącą procedurę badania rynku pod kątem zapotrzebowania na dodatkowe moce regazyfikacyjne i muszę przyznać, że wyniki były bardzo obiecujące. Nie chodzi tylko o rynek krajowy, ale przede wszystkim o naszych partnerów z Czech, Słowacji, Węgier, Rumunii czy Ukrainy. W ubiegłym tygodniu GAZ-SYSTEM rozpoczął wiążącą procedurę Open Season dla tego projektu. Decydujące dla decyzji inwestycyjnych będzie to, czy spółki z powyższych państw złożą zapotrzebowanie uzasadniające dostawienie do budowanego nabrzeża drugiej jednostki.

Na jakim etapie jest budowa elektrowni jądrowej w technologii amerykańskiej w Choczewie?

Trwa procedura środowiskowa oraz prace projektowe. Z sukcesem zakończyliśmy procedurę transgraniczną – prowadzone przez GDOŚ konsultacje ze wszystkimi naszymi partnerami z UE (w tym tymi najbardziej wymagającymi) oraz Ukrainą zakończyły bez rozbieżności. Spółka Polskie Elektrownie Jądrowe cały czas prowadzi intensywne działania komunikacyjne, aby rozwiewać wszelkie wątpliwości mieszkańców na miejscu. Nie widzę na obecnym etapie zagrożeń, które mogłyby zakłócić harmonogram inwestycji. Rząd przyjął niedawno uchwałę o inwestycjach towarzyszących na kwotę 4,7 mld zł, niezbędnych do tego, aby w 2026 r. rozpocząć budowę elektrowni jądrowej. Planujemy również razem z inwestorami w morskie farmy wiatrowe i samorządami wygospodarować dodatkowe środki na inwestycje minimalizujące ciężar związany z przejazdami ciężarówek i procesem budowy inwestycji energetycznych w województwie pomorskim.

Na jakim etapie są rozmowy na temat finansowania?

Mamy uchwałę rządową wskazującą najważniejsze elementy wsparcia ze strony Skarbu Państwa służące zapewnieniu finansowania inwestycji, na podstawie której przygotowujemy kompleksowe rozwiązania. Kluczowym krokiem będą rozmowy z Komisją Europejską na temat modelu wsparcia publicznego, który musi być notyfikowany. Te całościowe rozmowy z Komisją Europejską rozpoczniemy jesienią tego roku mając wszystkie elementy, wyliczenia i modele oraz szczegółową argumentację co do wymagalności i proporcjonalności naszych rozwiązań. Liczymy, że ten proces uda nam się skutecznie przeprowadzić do końca przyszłego roku, mając pełną świadomość, że w 2024 r. czekają nas wybory do Parlamentu Europejskiego i wybór nowej Komisji. To ambitne, ale możliwe, biorąc pod uwagę fakt, że o tej inwestycji ze służbami Komisji Europejskiej jesteśmy w stałym dialogu od połowy 2020 roku.

A na jakim etapie są rozmowy o finansowaniu razem ze stroną amerykańską?

Rozmowy, które dotyczą zaangażowania amerykańskich instytucji finansowych, trwają i wymagają ciszy. Ostatnie wycieki na temat tego procesu bardzo zaszkodziły tym negocjacjom.

Nadzoruje Pani minister Polskie Sieci Elektroenergetyczne. PSE w tym roku już co najmniej trzy razy wydawały polecenia redukcji mocy z OZE, bo produkowaliśmy jej za dużo, a nie mogliśmy zagospodarować nadwyżek. Czy jest jasne jak będzie wyglądał system rekompensat za takie wyłączenia?

Te rekompensaty są już wypłacane i wyliczenia są prowadzone. Ostatni komunikat ws. rozliczeń pojawił się na stronie PSE na początku lipca. Rozmowy dotyczące udoskonalenia tego systemu toczą się. Naszą dodatkową propozycją jest możliwość wykorzystania nadwyżek produkcyjnych z OZE przez przemysł, aby ten wyprodukował w ten sposób więcej swoich produktów nie marnując zielonej energii. Kiedy wiemy, że energii z OZE będzie dużo, dany zakład mógłby zintensyfikować produkcję konsumując nadwyżki bezemisyjnej energii. Chodzi o to, by to się opłacało. To tzw. odwrócony DSR, a więc zmotywowanie firm do większego zużycia energii, zamiast jego ograniczenia – wówczas kiedy jest to potrzebne.

Czy rola PSE biorąc pod uwagę możliwość budowy linii bezpośredniej czy współdzielenie sieci nie zostanie ograniczona?

Bardzo długo o tym rozmawialiśmy z Ministrem Rozwoju i Technologii. Jesteśmy za uelastycznieniem, ale pod warunkiem bezwzględnego przestrzegania przepisów pod kątem wielkości mocy czy warunków samej realizacji inwestycji.

Dlaczego rozbudowa i modernizacja sieci przesyłowych i dystrybucyjnych idzie zbyt wolno?

One postępują, a wydatki rosną. Wzeszłym roku Prezes URE zatwierdził najbardziej ambitny plan inwestycyjny w sieci przesyłowe w historii. Bieżąca wartość nakładów inwestycyjnych za realizację zadań ujętych w planie PSE przekracza 60 mld zł. Nie same pieniądze są tu problemem, a często zbyt mocno uwierający gorset prawny i ciągnące się decyzje lokalizacyjne, środowiskowe. Uprościliśmy ten proces ostatnią nowelizacją specustawy przesyłowej. Rozważamy także, aby PSE dysponowały własną spółką wykonawczą, budowalną. Barierą jest dostęp do pracowników, brakuje firm, które realizowaliby takie inwestycje. Chcemy pozwolić, aby PSE mogły kupować także komponenty nieco na zapas. Są duże kolejki w firmach zajmujących się budową komponentów elektroenergetycznych. Rynek jest mały, a potrzeby związane z transformacją gwałtowanie rosną. Ale patrzymy na to kompleksowo i na bieżąco wdrażamy rozwiązania – także rozwiązania nieszablonowe, niestandardowe, tak by skutecznie reagować na wyzwania i coraz bardziej dynamicznie zmieniające się otoczenie. Wspólnie z operatorami systemów przesyłowych – elektroenergetycznego i gazowego – próbujemy zidentyfikować takie miejsca w Polsce, gdzie możliwe byłoby uwolnienie dodatkowego potencjału w zakresie mocy przyłączeniowej – swoiste specjalne strefy energetyczne, z których skorzystać mogliby inwestorzy. Nam naprawdę zależy na tym, aby Polakom nie zabrakło energii w gniazdkach, a warunki do rozwoju gospodarczego w naszym kraju pozostały konkurencyjne.

Anna Łukaszewska-Trzeciakowska

Od 2007 r. pracuje w sektorze energetycznym. Była m.in. prezesem Elektrowni Kozienice oraz Baltic Power i Orlen Neptun, firm odpowiedzialnych za morskie farmy wiatrowe. Od lipca 2022 r. była podsekretarzem stanu w resorcie klimatu i środowiska, 2 czerwca 2023 r. powołana na stanowisko sekretarza stanu i pełnomocnika rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej.