Po ponad roku od rozpoczęcia prac legislacyjnych ustawa sieciowa, która ma usprawnić proces przyłączania do sieci elektroenergetycznych, została podpisana przez prezydenta. Ustawa sieciowa była jednak wielokrotnie zmieniana. Rozpoznaje pan jeszcze ten projekt?
Jej kluczowe zapisy są zachowane. Polska jako drugi kraj w Europie, a pierwszy w Unii Europejskiej, wprowadziła reformę systemu przyłączeń do sieci. Być może jeszcze ograniczoną, ale co do zasady ma ona zapewnić przede wszystkim szybki rozwój odnawialnych źródeł energii i magazynów energii. Ustawa likwiduje te blokady, które powstały w ostatnich latach i są zjawiskiem ogólnoeuropejskim. Dzięki reformie Polska będzie mogła lepiej radzić sobie z tymi problemami. W ustawie jest jednak jeszcze trochę błędów.
Jakie to błędy?
Przykładem jest tu kwestia vacatio legis. Właściwie nie wiadomo, czy ono jest, czy go nie ma. W jednej części ustawy jest o nim mowa, a w kolejnej już nie. Ogólnie jednak jesteśmy bardzo zadowoleni z tej ustawy i uważamy, że będzie dużym krokiem naprzód. Nie ukrywamy jednak, że chcemy wprowadzić kolejne, głębsze zmiany.
Teraz nie dało się wprowadzić docelowego rozwiązania dla podłączania do sieci?
Musimy się liczyć z realiami. Myślę, że co do zasady kompromis jest sensowny. Zgłosiliśmy propozycje, które z naszego punktu widzenia najlepiej spełniały cel w postaci optymalizowania kosztów przyłączeń. Chodzi o to, żeby w pierwszej kolejności przyłączać tych, którzy są do tego gotowi, mają dojrzałe projekty z zapewnionym finansowaniem. Musimy także uwzględnić interes tych przedsiębiorców, którzy zajmują się rozwojem projektów od zera. Czasami rozwój projektu OZE trwa bardzo długo, szczególnie jeśli chodzi o energetykę wiatrową. W związku z tym uzgodniliśmy z branżą kilka kompromisów. Nie ukrywamy, że najbardziej podoba się nam rozwiązanie tzw. piaskownicy regulacyjnej. To pilotaż, w ramach którego operatorzy sieci będą w postępowaniu konkurencyjnym wybierać najbardziej dojrzałe projekty, które zostaną przyłączone w pierwszej kolejności.
Czytaj więcej
Do trzech razy sztuka. Projekt ustawy sieciowej przy trzecim podejściu wreszcie przeszedł pierwsze czytanie i są duże szanse, że zostanie po ciężki...
Spodziewa się pan efektów ubocznych na rynku w postaci konsolidacji małych i średnich deweloperów OZE?
Pojawi się przede wszystkim duża liczba projektów na sprzedaż po okazyjnych cenach. Po drugie, dojdzie zapewne do konsolidacji branży. Ta ustawa to zresztą przygotowanie gruntu pod kolejne nowelizacje prawa energetycznego.
Mowa o kolejnej próbie liberalizacji ustawy wiatrakowej?
My odpowiadamy za bezpieczeństwo systemu i, patrząc z tej perspektywy, dzisiaj bez lądowej energetyki wiatrowej nie pójdziemy do przodu z obniżaniem rachunków za energię i z elektryfikacją.
Czy zatem lądowa energetyka wiatrowa jest w Polsce najtańszym źródłem energii nawet z kosztami bilansowania, a więc pokryciem dodatkowych kosztów wynikających z faktu, że to źródło energii trzeba stabilizować poprzez inne, konwencjonalne źródło energii?
Koszt bilansowania wiatru na lądzie to ok. 100 zł za MWh. To nadal czyni wiatr atrakcyjnym cenowo źródłem energii. Musimy patrzeć na system energetyczny modułowo. Energetyka oparta o wiatr, fotowoltaikę i magazyn energii może znacząco obniżyć koszty bilansowania. Obecnie jednak w systemie mamy prawie 27 GW w fotowoltaice i ponad 11 GW w wietrze. Okręt jest zatem przekrzywiony w jedną stronę. Jeśli wyrównamy ster i dodamy więcej energetyki wiatrowej oraz magazynów, koszty energii powinny się obniżyć. Pyta pan o koszty bilansowania, chcąc pokazać, o ile droższa może być energia z OZE. Jeśli dobrze zaplanujemy system, to te koszty bilansowania nie będą wynosić 100 zł, a kilkanaście złotych za megawatogodzinę. Dobrym przykładem jest tu Tauron. Prezes tej spółki, która jest mocno zaawansowana w procesie transformacji, wielokrotnie mówił, że przy wykorzystaniu lądowej energetyki wiatrowej koszt tzw. profilu, czyli właśnie bilansowania, jest najniższy ze wszystkich możliwych dzisiaj dostępnych technologii.
Po odejściu od projektu transformacji za czasów PiS bazującego na NABE, obecny rząd planował wydłużenie systemu wsparcia (rynek mocy) dla starszych elektrowni węglowych do 2030 r., mechanizm zastępowania węgla gazem po 2030 r. oraz mechanizm wspierający rozwój wielkoskalowych magazynów energii. Tymczasem od marca Ministerstwo Energii mówi o powrocie do projektu tzw. zimnej rezerwy, a więc konserwowaniu starszych elektrowni wiosną i ich przywracanie do pracy zimą. Który model transformacji jest aktualny?
Nie widzę sprzeczności między tymi pomysłami, a wręcz ich uzupełnienie się. Po pierwsze, gdy mówimy o rynku mocy, to mówimy o potrzebie dostarczenia do systemu elastycznych mocy dyspozycyjnych. Elastycznymi mocami dyspozycyjnymi nie będzie węgiel, niezależnie od tego, jak bardzo byśmy tego pragnęli. Z drugiej strony nie jesteśmy ślepi i widzimy zmienność sytuacji geopolitycznej – był pierwszy kryzys gazowy, jest drugi kryzys gazowy, może przyjdą kolejne. Elementem budowy odporności energetycznej państwa mogłoby być zatem „trzymanie z bronią u nogi” kilku bloków węglowych, aby przywracać je do pracy w razie potrzeby. Te bloki na co dzień byłyby poza systemem energetycznym, bo chodzi o ich uruchomienie w sytuacjach ekstremalnych.
Czytaj więcej
Około 66 mld zł zamierzają wydać Polskie Sieci Elektroenergetyczne na rozwój sieci przesyłowych w latach 2027–2036. Inwestycje będą koncentrować si...
Formą bezpieczeństwa energetycznego mogłoby być także wyłączenie bloków węglowych z ETS pod warunkiem, że pracują ograniczoną liczbę godzin w ciągu roku zapewniając bezpieczeństwo dostaw.
Mówi pan o propozycji PKEE dot. wyłączenia z systemu ETS elektrowni węglowych i gazowych, jeśli te pracują do 1500 godz. w ciągu roku. To ciekawy pomysł, o którym – jak słyszę – coraz głośniej się mówi.
Komisja Europejska realnie bierze ten pomysł pod uwagę?
Jest to jedna z dyskutowanych rzeczy. Czy to się uda? Wtórną kwestią jest, jaki będzie finalny kształt rezerwy dającej bezpieczeństwo. Ma być po prostu skuteczna. Chcemy powiedzieć Brukseli, że skoro mamy węgiel i nadal sprawne elektrownie węglowe, to warto utrzymać niektóre z nich przy życiu jako zabezpieczenie na szczególnie trudne sytuacje.
Kto za to zapłaci?
To element bezpieczeństwa, a za bezpieczeństwo płacimy z budżetu. To nic innego jak budowanie Rządowej Agencji Rezerw Strategicznych, a więc państwowej rezerwy bezpieczeństwa energetycznego. Zresztą to samo jest w przypadku kopalń, które trzeba utrzymać. Mowa tylko o tych, które póki co są rentowne i są w stanie jak najdłużej dostarczać węgiel dla tych bloków rezerwowych.
Państwowa rezerwa bezpieczeństwa brzmi jak inna nazwa NABE, ale funkcje ma te same?
Nie, ponieważ koncepcja NABE zakładała, że aktywa węglowe skupione w tym podmiocie będą normalnie działać i sprzedawać energię, co zresztą rodziło pytania o konkurencję. Jaka byłaby konkurencyjność, skoro z NABE pochodziłoby 60 proc. energii na rynku? Teraz mówimy o wyłączeniu jeszcze sprawnych elektrowni węglowych z systemu i z rynku. Działałyby one tylko wtedy, kiedy w inny sposób nie dałoby się zapewnić bezpieczeństwa dostaw, czyli w sytuacjach skrajnych.
Uda się uzyskać derogacje dla starszych elektrowni węglowych do 2030 r.? Zgodnie z wygasającym rynkiem mocy, powinny one przestać działać po 2028 r.
Mamy jeszcze chwilę czasu na decyzję. Negocjujemy z Komisją Europejską i myślę, że dojdziemy do porozumienia. Zresztą proszę zobaczyć, ile w ostatnich latach wydarzyło się rzeczy, które nie miały prawa się wydarzyć. Przykładem są dotacje do redukcji wydobycia w polskich kopalniach, które w rzeczywistości są dotacjami do wydobycia. Od czterech lat nie ma zgody KE, a pieniądze płyną...
Czytaj więcej
W połowie stycznia głośno było na temat cyberataku na polski system energetyczny, który został odparty na przełomie roku. Jak blisko blackoutu była...
Prezesi spółek elektroenergetycznych wskazują, że pod koniec tego roku muszą wiedzieć, co zrobić z tymi blokami, aby móc zaplanować remonty.
Ja ich rozumiem, ale z drugiej strony przed aukcjami uzupełniającymi też mieli mało czasu, a spółki przygotowały bloki do pracy. Być może będziemy musieli zastosować rozwiązanie siłowe i podjąć decyzję w ostatnim momencie. Myślę, że prezesi spółek mają tego świadomość i są na to gotowi. Proszę popatrzeć na ostatnią zimę. Polskie bloki węglowe były tak dobrze przygotowane do pracy, że dzieliliśmy się energią z naszymi sąsiadami. Mimo rekordowego zapotrzebowania na energię nie odnotowaliśmy większych awarii. W czasie tegorocznej zimy system energetyczny zdał egzamin wręcz wzorowo.
A co z systemem wsparcia dla nowych elektrowni po 2030 r.?
Myślę, że jeśli chodzi o nowy system po 2030 r., to być może jeszcze w tym roku zrobimy duży postęp i osiągniemy wstępne porozumienie z Komisją Europejską. Może nie będzie to jeszcze długoterminowe rozwiązanie i być może jeszcze będziemy je potem modyfikować, np. zamieniać technologię dużych elektrowni gazowych na małe źródła szczytowe oparte na gazie.
Koszty budowy nowych bloków gazowych nie przerażają?
Zapotrzebowanie energetyki na gaz w Europie jest faktycznie szalone, podobnie jak zapotrzebowanie na elektrownie gazowe. Koszty budowy są rzeczywiście bardzo wysokie, może nawet i zbyt wysokie. Dlatego potrzebne jest zwiększenie elastyczności systemu i być może ograniczenie liczby nowych bloków gazowych.
Czy unijny pakiet sieciowy, bazujący na rozbudowie sieci elektroenergetycznych jest rozwiązaniem, które przyniesie niższe ceny energii?
Nie, nie jest. Oczywiście rozbudowa sieci jest konieczna, ale tam, gdzie faktycznie jest taka realna potrzeba. W Komisji Europejskiej nadal panuje wiele dziwnych przesądów. Ciągle mówi o redukcji emisyjności energetyki, jak o celu samym w sobie, zamiast mówić o elektryfikacji. I zostajemy kolejne lata za Chinami. Elementem elektryfikacji jest redukcja emisji, ona jest efektem pożądanym, ale mimo wszystko ubocznym. Tymczasem Komisję interesuje tylko redukcja emisji CO2. To podejście powinno się zmienić. Taką refleksję wnoszę po rozmowach z KE dot. rynku mocy po 2030 r.
Tak samo jest z dyskusją o złagodzeniu ETS?
Nie prowadzę tych rozmów, ale przypuszczam, że jest podobnie. Dla przykładu KE wyklucza finansowanie rynku mocy z przychodów ze sprzedaży uprawnień do emisji CO2. Owszem, są to jednostki emisyjne, ale bez elektrowni o odpowiedniej elastyczności i bez odpowiedniej konstrukcji rynku mocy nie osiągniemy maksymalnego stopnia wykorzystania OZE. Dokładnie tak samo jest z pakietem sieciowym. Powinniśmy iść przede wszystkim w kierunku energetyki rozproszonej i budowy lokalnych rynków. Mówię o elektryfikacji wychodzącej daleko poza tradycyjny sektor energetyczny, gdzie poprzez różne instrumenty bankowe będziemy budowali odpowiednią odporność. Budowa wielkiej, długiej, skomplikowanej infrastruktury sieciowej nam to utrudni i podwyższy koszty, bo ktoś za to będzie musiał zapłacić.
Czyli rozbudowa sieci nie obniży rachunków za energię?
Rozbudowa dla rozbudowy, bez realnej i fizycznej potrzeby – nie, nie obniży. Uważam, że nawet gdyby powstało jeszcze 25 linii przesyłowych między Francją a Hiszpanią, nie obniży to cen energii. Za pakietem sieciowym stoją takie kraje, które chcą korzystać z europejskiego systemu energetycznego trochę jak pasażer na gapę. Są to kraje, które oficjalnie głoszą, że niskie ceny energii da sam rynek energii. Nie ukrywajmy jednak, że tak naprawdę chodzi o podłączenie się do państw, które mają zasoby do stabilizacji pracy systemu. W efekcie to one utrzymywałyby na własny koszt stabilność systemu energetycznego u sąsiadów.
Czytaj więcej
Wielkanocny poniedziałek przyniósł rekord: ceny prądu na Towarowej Giełdzie Energii były rekordowo niskie, wręcz ujemne. To skutek dużej produkcji...
Czy Polska potrzebuje drugiej elektrowni jądrowej?
To wykracza poza plan rozwoju systemu. On kończy się na 2036 r. i mogę mówić, co potrzebujemy w tym przedziale czasu. Ewentualna druga elektrownia jądrowa to lata 40. Nikt nie potrafi udzielić odpowiedzi na pytanie, jakie będzie zapotrzebowanie na energię elektryczną w krajach wysokouprzemysłowionych za 15 lat.
Jakie będą kolejne elementy pakietu antyblackoutowego? Ustawa sieciowa była jego pierwszym elementem.
Część elementów pakietu znajduje się w już przyjętych ustawach, jak w tej dotyczącej cyberbezpieczeństwa. Pewne rozwiązania znalazły się już w dokumentach technicznych, np. w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. Kolejne zmiany są szykowane przez Ministerstwo Energii w rozporządzeniach.
PSE bioprą udział w pracach zespołu przy ministrze energii ds. poprawy efektywności kształtowania taryf sieciowych energii elektrycznej. Efektem ma być rozwiązanie obniżające ceny energii dla przemysłu. Kiedy poznamy efekty prac tego zespołu?
Gospodarzem jest resort energii, ale mogę powiedzieć, że wspieramy go w przygotowaniu zmiany taryf dla przemysłu. Jesteśmy na finiszu prac. Rzeczą kontrowersyjną jest kwestia, kiedy zostaną one wprowadzone w życie. Chcielibyśmy, żeby jeszcze w tym roku odbiorcy energochłonni mogli z nich skorzystać.
A poniesie to ze sobą dodatkowe koszty z budżetu?
Nie.
Martwi się pan problemami z przetargami na dostawę turbin gazowych dla kolejnych projektów elektrowni gazowych?
Martwię się każdą niezbudowaną inwestycją. Wolnych mocy produkcyjnych właściwie nie ma.
Może jest to więc dobry argument, aby wydłużyć życie starszym elektrowniom węglowym?
Tak, jest to argument i staramy się go przedstawić Komisji Europejskiej, która jest tego świadoma. Jednocześnie zdaje sobie sprawę, że pozostawienie części bloków węglowych jest rozwiązaniem bardzo krótkoterminowym.
Pracował pan przez wiele lat na Bliskim Wschodzie. Po wojnie USA i Izraela z Iranem Półwysep Arabski stracił bezpowrotnie miano bezpiecznej przystani dla biznesu?
Na pewno na dłuższy okres zdecydowanie stracił to miano. Ten region to miraż oazy ciekawych inwestycji w nieruchomości. Przestał być już synonimem bezpiecznego biznesu. Nie wiem, który kraj czy region może wypełnić tę lukę – może Polska?
