Prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych: Inwestycje wzmacniające sieć

Fotorzepa, Robert Gardziński

W kierunkach rozwoju sieci uwzględniamy przyłączenie nawet 8 GW z farm morskich i ok. 3,9 GW z elektrowni jądrowej – mówi prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych Eryk Kłossowski.

Tej zimy padły kolejne rekordy zapotrzebowania, ale nie było problemu z bilansowaniem systemu. Jak będzie latem i w kolejnych sezonach?

Stale powtarzam, że energetykę trapią cztery plagi komunizmu, czyli wiosna, lato, jesień, zima. W tym roku zdołaliśmy przejść zimę bez odmrożeń. Mrozy nie skuły rzek. Dzięki temu woda była dostępna do chłodzenia elektrowni i nie było ubytków mocy. Mamy nadzieję, że śnieżna zima odbudowała zasoby wody. I nawet przy wysokich temperaturach nie będzie nadmiernych ubytków latem.

Kiedy energetycy nie będą drżeli w takich chwilach bo system będzie bezpieczny?

Od strony wystarczalności generacji z optymizmem patrzę na rynek mocy. Powinien zapewnić strumień pieniędzy na modernizację elektrowni i pobudzenie inwestycji w nowoczesne technologie. Z punktu widzenia rozwoju sieci chcemy do 2027 r. sfinalizować proces budowy sieci oczkowej. Planowane do tego czasu projekty inwestycyjne pochłoną 13 mld zł.

Celem inwestycji w sieć jest m.in. przyjęcie do niej większych mocy odnawialnych źródeł. Jaki będzie ten potencjał?

W miarę realizacji inwestycji będziemy gotowi przyłączać do systemu dodatkowe moce źródeł odnawialnych. O ich faktycznej ilości przesądzą aukcje, a w przypadku uzyskania zdolności funkcjonowania tego typu źródeł bez wsparcia, rynkowe warunki konkurencji. W odniesieniu do farm wiatrowych na morzu uzyskamy zdolność przyłączenia około 4 GW. Przy czym warunki do przyłączenia dodatkowych 2 GW mocy z Bałtyku, ponad te już wydane dla PGE i Polenergii, zaistnieją w latach 2026-27. Przy założeniu takiego poziomu rozwoju farm wiatrowych na morzu ciągle będzie możliwe zwiększenie mocy farm wiatrowych na lądzie o około 1 GW. Dalszy rozwój farm wiatrowych będzie wymagał szerszej rozbudowy sieci niż zakładany w ramach bieżącej perspektywy planistycznej, w tym najprawdopodobniej wybudowania połączenia stałoprądowego z północy do środkowej części kraju.

Jednocześnie musimy wraz z regulatorem i rządem wypracować systemowe podejście do tzw. projektów wirtualnych, tj. takich, które straciły możliwość ubiegania się o dofinansowanie w aukcjach a rezerwują moce przyłączeniowe.

Branża wskazuje na potencjał 6 GW na Bałtyku do 2030 r. i nawet 8-10 GW do 2040 r.

Chciałbym te szacunki zderzyć z rzeczywistością. Dlatego już w kwietniu PSE przeprowadzą rekonesans rynku pytając zainteresowanych, jakimi mocami dysponują, na jakim etapie znajdują się ich projekty i kiedy mogą być gotowi do podania napięcia.

To pozwoli nam zaplanować dalszy rozwój sieci i określić priorytety w zakresie przydzielania wspomnianych 2 GW mocy z wiatru.

Już dziś w kierunkach rozwoju sieci zakładamy jej wzmocnienie tak, by docelowo mogła przyjąć nawet 8 GW z farm morskich, a także ok. 3,9 GW z elektrowni jądrowej.

Ile będą warte te inwestycje i na czym mają polegać?

Chodzi głównie o przebudowę linii jednotorowych na dwutorowe, a także – jak już wspomniałem, budowę napowietrznej szyny stałoprądowej o mocy ok. 2,5 GW, biegnącej od Bałtyku do środkowej części Polski. Ta inwestycja ma wspierać rosnące zapotrzebowanie na energię na terenach między Łodzią i Warszawą, w tym Centralny Port Komunikacyjny i znajdującą się w jego okolicach dzielnicę biurowo-magazynowo-przemysłową.

Jednocześnie potrzebujemy wzmocnić połączenia między centralną i południową częścią Polski, by utrzymać obecną, wysoką pewność wyprowadzenia mocy z elektrowni na południu kraju, np. Elektrowni Opole.

Jakie będą możliwości włączania kolejnych źródeł do systemu bez tych inwestycji?

Pozostaniemy na poziomie wspomnianych 1 GW w wietrze na lądzie i 4 GW na morzu, jeśli zapadnie decyzja o ich budowie. Inwestycje w sieć są potrzebne, by dokonać skoku naprzód.

Ministerstwo energii zapowiada tworzenie systemu wsparcia dla farm morskich. Jakie będą rekomendacje PSE?

Prace nad dedykowanymi rozwiązaniami dla wiatraków na Bałtyku rozpoczną się niebawem. Muszą w szczególności objąć mechanizm przydzielania mocy przyłączeniowych. Dzisiejsza zasada „kto pierwszy, ten lepszy” nie sprawdza się, gdyż nie gwarantuje efektywnej alokacji zdolności przyłączeniowych. Jednak jeszcze za wcześnie na określanie nowych kryteriów kolejkowania projektów starających się o moce przyłączeniowe. Będziemy w stanie więcej na ten temat powiedzieć po przeprowadzeniu ankietyzacji. W maju opublikujemy jej wyniki.

Co do rekomendacji dotyczących systemu wsparcia, to będzie ona zależała od poziomu zdolności wytwórczych, jakie zdecydujemy się rozwijać na Bałtyku.

Jeśli mielibyśmy pozostać przy obecnych 2-4 GW, to koszty położenia kabla powinien wziąć na siebie deweloper stawiający farmę na morzu. Dopiero po oddaniu inwestycji do użytku, przy wsparciu regulatora, mógłby on poszukać inwestora finansowego, który odkupiłby infrastrukturę. Tak działa to w Wielkiej Brytanii. Z kolei w Niemczech, to operator buduje sieć przesyłową i bierze na siebie pełny koszt inwestycji. W przypadku operatora we wschodnich landach – 50 Hertz, średnioroczny budżet nakładów inwestycyjnych na morską sieć przewyższa ten na linie na lądzie.

Za modelem stosowanym przez 50 Hertz będziemy się opowiadać jeśli rzeczywiście ankiety potwierdzą chęć budowy 8-10 GW na Bałtyku. Wtedy zasadnym będzie przyłączanie farm do sieci oczkowej budowanej na morzu, gdyż da to pewność wyprowadzenia mocy adekwatną do poziomu zdolności wytwórczych. Istotną przesłanką budowy takiej sieci będzie również rozbudowa interkonektorów łączących Polskę z systemami innych europejskich krajów. W naszych planach rozpatrujemy dziś dodatkowe trzy połączenia, tj. z Danią, Szwecją i Litwą via Władysławowo-Kłajpeda – każdy o mocy do 1 tys. MW, analizując wpływ takich inwestycji na rynek oraz przyszłą taryfę przesyłową.

Czy już trwają rozmowy o tych projektach?

Analizy techniczno-ekonomiczne są prowadzone na forum operatorów systemów w ramach oceny różnych scenariuszy rozwoju systemu europejskiego. Bardzo wstępne rozmowy o nowych połączeniach z tymi trzema krajami toczą się również na poziomie rządów. Wiele zależy od decyzji politycznych. Na nie jest jeszcze czas. Standardowo taka inwestycja trwa około 6 lat. Na razie wspieramy rząd w pracach nad koncepcją zagospodarowania Bałtyku i w odpowiednim czasie przystąpi do rozmów bilateralnych z innymi operatorami.

Unia chętnie by dała pieniądze na taki projekt.

Jeśli decyzja o budowie zapadnie, to na pewno będziemy starali się o współfinansowanie z funduszy Planu Junkera lub w ramach projektu „Łącząc Europę”.

Czy macie też plany budowy trzeciego łącznika z Niemcami?

Obecnie naszym priorytetem jest wzmocnienie sieci wewnętrznej i dopóki nie mamy efektywnych metod alokacji zdolności przesyłowych oraz jasnych i sprawiedliwych kryteriów podziału kosztów związanych z nieplanowanymi przepływami energii, odpowiedzialne planowanie rozbudowy połączeń transgranicznych jest niemożliwe. W świetle stosowanych przez wiele lat zasad w tym zakresie nie ma bowiem sensu budować kolejnego połączenia, jeśli pogłębia ono ryzyka w zakresie bezpieczeństwa pracy systemu, ze względu na zwiększanie wolumenu przepływów nieplanowych.

Wspomniał Pan o uwzględnieniu w inwestycjach sieciowych przyłączenia 3,9 tys. MW z elektrowni jądrowej. Czy tak nieelastycznie źródło w systemie jest nam potrzebne? Zwłaszcza, gdy elektrownie węglowe pracują nie więcej niż 4-5 tys. godzin w roku, czyli połowę możliwego czasu.

Jakieś moce pracujące w podstawie mieć musimy. Mamy wybór między węglowymi elektrowniami na parametry nadkrytyczne oraz elektrownią atomową.

Realizacja tej inwestycji zależy od rządu. W kierunkach rozwoju sieci określiliśmy niezbędne inwestycje sieciowe dla przyłączenia 8 GW morskich farm wiatrowych oraz elektrowni jądrowej składającej się z trzech bloków po 1,3 tys. MW każdy.

PSE zamierza natomiast zbudować blok gazowy. Po co jest on Wam potrzebny?

Nie będziemy właścicielem tego bloku. Zamierzamy pozyskać te moce wytwórcze w ramach usług systemowych, w procesie konkurencyjnym.

Potrzebujemy tych mocy już w latach 2019-2020, by zapewnić odpowiedni bilans zdolności wytwórczych w systemie po odstawieniach węglowych bloków. Eksploatacja części z nich dobiegnie końca, a część będzie modernizowana w celu dostosowania do konkluzji BAT. Na ten czas potrzebujemy elastycznej jednostki na gaz o mocy ok. 500 MW, najlepiej jak najdalej wysuniętej na Północ kraju.

Czy plany PGE dotyczące mocniejszego wejścia w energetykę gazową mają z tym związek?

Nie chcemy się uzależniać od inwestycyjnych planów uczestników rynku. Poza tym, oprócz PGE zainteresowanych może być wielu. Deklaracje dotyczące budowy nowych źródeł składali również inni uczestnicy rynku. Niebawem będę mógł ujawnić więcej szczegółów. Czas jednak nagli zważywszy na stosunkowo długi okres inwestycyjny. Mamy pomysł na przyspieszenie realizacji tej inwestycji.

Może Ostrołęka C powinna być na gaz a nie na węgiel?

Ze względu na bilans potrzebujemy każdej jednostki, a ta w Ostrołęce będzie miała 1 tys. MW. Na pytanie jak utrzymać się na rynku musi jednak odpowiedzieć inwestor. To jest odpowiedzialność właścicieli bloku, czyli Energi i Enei. Nowe możliwości w tym zakresie dostarczy rynek mocy, wdrażane obecnie mechanizmy rynku europejskiego oraz jego szersza integracja.

Jednostka będzie zgłoszona do aukcji rynku mocy. Jest już jego regulamin (wywiad będzie publikowany zapewne na początku kwietnia) i trwają konsultacje projektu rozporządzenia do ustawy, która przeprowadzenie aukcji. Czy można już powiedzieć, kto załapie się na wsparcie: jednostki do modernizacji czy raczej nowe inwestycje?

Dopiero rozpoczęła się certyfikacja jednostek wytwórczych. Obowiązek jej dokonania mają wszyscy bez względu na to czy zamierzają startować po wsparcie, czy nie. Dopiero po przeprowadzaniu tej inwentaryzacji będziemy określać parametry aukcji.

Racjonalnie patrząc, rynek mocy powinien dać szanse na rozwój nowych technologii. Dziś jednak trudno przesądzać, kto będzie miał większe szanse na wsparcie.

CV

Eryk Kłossowski jest prezesem PSE od 31 grudnia 2015 r. Wcześniej pracował w kancelariach adwokackich. W latach 2000–2003 związany z Ernst & Young. Od 2014 r. kierował Fundacją Inicjatyw Bezpieczeństwo-Rozwój-Energia. Absolwent Wydziału Prawa i Administracji na Uniwersytecie Warszawskim.

Tagi:

Mogą Ci się również spodobać

Gobalne porozumienie klimatyczne dobre dla Polski

Wyjście naszego kraju z unijnego systemu handlu emisjami mogłoby przynieść naszym przedsiębiorcom więcej szkody ...

Ukraiński Naftogaz zacznie zwracać uwagę na opłacalność

Inwestycje skupią się na siedmiu procentach najważniejszych odwiertów, dających połowę wydobycia gazu na Ukrainie. ...

Serinus Energy ma kolejny problem

Strajk okupacyjny na obszarze koncesji Chouech Es Saida w Tunezji doprowadził do wstrzymania produkcji ...

W Algierze bez porozumienia w sprawie ropy

Nie pomogły naciski Algierczyków i Wenezuelczyków. Bo to Arabia Saudyjska i Iran są dzisiaj ...

Za walkę z OZE zapłacimy wyższymi rachunkami

Prąd zdrożeje dwukrotnie do połowy tego wieku, jeśli postawimy na atom i będziemy kurczowo ...

Petrolinvest chce scalić akcje

Na 24 sierpnia zwołano ZWZA. Poza uchwałami dotyczącymi zatwierdzenia sprawozdań i udzielenia absolutoriom, ma ...