Jak bilansować OZE, by rachunki za prąd nie wzrosły?

Musimy być ostrożni, jak duży bagaż systemów wsparcia bierzemy na siebie. Nie możemy dopuścić do tego, że dodatkowe koszty przełożą się na znaczący wzrost rachunku za energię – mówi Grzegorz Onichimowski, prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych.

Największy koncern energetyczny w kraju pokazał w swojej strategii prognozy cen energii dla rynku giełdowego na kolejne lata. Mają one iść w górę mimo rosnącej jednocześnie mocy OZE. Pan się z tymi prognozami zgadza?

Nie moją rolą jest ocena prognoz jednego z uczestników rynku. Orlen stosuje te wyliczenia – jak rozumiem – na potrzeby własnej strategii i ja z nimi nie polemizuję.

A co dla PSE jest wyznacznikiem tego, jak będą kształtować się ceny energii w Polsce?

Zacznijmy od tego, że rynek energii elektrycznej funkcjonuje w skali całej Europy. Kontrakt roczny na niemieckiej giełdzie EEX to obecnie ponad 94 euro za MWh, zaś na 2028 r. to już 74 euro za MWh. To przykład z rynku niemieckiego, ale przecież on nie funkcjonuje w próżni i wpływa na ceny w innych krajach, a możliwości wymiany [energii – red.] będą rosnąć. W związku z tym nie wierzę w to, że Polska pozostanie wyspą, na której monopoliści będą narzucać swoje wysokie ceny. Będą możliwości, aby je obniżyć, np. poprzez import, ale i konkurencję krajową. Dzięki temu po prostu nie będzie cen na poziomie 600–700 zł za MWh.

Nie wierzę w to, że Polska zostanie wyspą, na której monopoliści będą narzucać swoje wysokie ceny 

Nie przełożą się na nasze rachunki wyższe ceny za prąd z kolejnych morskich farm wiatrowych drugiej fazy, które powstaną po 2030 r. (485–512 zł za MWh) albo szacowana na podobnym poziomie cena energii z pierwszej elektrowni jądrowej w Choczewie?

Tu sprawa się komplikuje. Kontrakty różnicowe czy opłata mocowa to są dodatkowe koszty, które musimy ponosić w systemie zdominowanym przez OZE, żeby mieć pewność dostaw energii. Inwestorzy źródeł zabezpieczających OZE, np. elektrowni gazowych, muszą mieć zachęty do inwestowania w te konieczne „stabilizatory” OZE.

Czytaj więcej

OZE

Koncern Energa chce przyspieszyć kurs na OZE

Chcemy przyspieszyć transformację energetyczną. Już teraz ponad 50 proc. produkowanej przez nas e...

Dyskutując o OZE, chyba za rzadko mówimy o tych kosztach. To duże ryzyko dla naszych portfeli?

Musimy być bardzo ostrożni co do tego, jak duży bagaż systemów wsparcia bierzemy na siebie. Nie możemy dopuścić do sytuacji, w której te wszystkie dodatkowe koszty przełożą się na znaczący wzrost finalnego rachunku za energię, który – raz jeszcze podkreślam – nie składa się tylko z samej ceny energii. Rachunek to ogół składowych, które są w niego wliczane. Koszt samej energii to tylko jedna z nich i w moim odczuciu będzie on spadać. Rosnąć będą zaś koszty systemów wsparcia dla OZE, atomu i energetyki konwencjonalnej, aby te „stabilizatory” OZE mogły powstać i opłacały się rynkowo.

Musimy inwestować w najtańsze źródła energii, zarówno pod kątem kosztów produkcji energii, jak i nakładów inwestycyjnych. Te warunki spełnia lądowa energetyka wiatrowa 

Kto powinien wyważyć rozbieżne interesy uczestników rynku: producentów, dostawców i odbiorców?

To jest naczelne zadanie władzy publicznej. My jako operator możemy doradzać i służymy pomocą, aby te wszystkie dodatkowe mechanizmy rozsądnie miarkować i nie przesadzić z dodatkowymi kosztami. Przykładem takiego dylematu jest druga faza rozwoju morskiej energetyki wiatrowej po 2030 r.

Jeśli kolejne morskie farmy wiatrowe są za drogie, to nie taniej będzie inwestować w energetykę wiatrową na lądzie?

To jest sedno problemu. Musimy inwestować w najtańsze źródła energii, zarówno pod kątem kosztów produkcji energii, jak i nakładów inwestycyjnych. Te warunki spełnia lądowa energetyka wiatrowa. Tymczasem poprzedni rząd zakładał powolne odejście od energetyki wiatrowej na lądzie na rzecz droższej morskiej energetyki wiatrowej.

Chodzi o to, aby zapewnić polskiej gospodarce takie warunki, aby dominowały tanie źródła energii. Im większy wolumen energii z najtańszego źródła, tym większe ma to przełożenie na cenę energii

Jaka jest różnica w cenach?

Przykładem są ostatnie aukcje dla technologii OZE z końca 2024 r. Prąd z wiatraków na lądzie był oferowany przez inwestorów w cenie ok. 180 zł za MWh. Energia z morskiej energetyki wiatrowej drugiej fazy ma kosztować 479–512 zł, z dodatkowo wydłużonym okresem wsparcia w porównaniu z turbinami na lądzie. Różnicę widać gołym okiem. Nie chcę przez to powiedzieć, że to cena nieuzasadniona. Ten przykład ma tylko pokazać, przed jakim zadaniem stoi administracja publiczna. Chodzi o to, aby zapewnić polskiej gospodarce takie warunki, aby dominowały tanie źródła energii. Im większy wolumen energii z najtańszego źródła, tym większe ma to przełożenie na cenę energii. A i niezbędny poziom wsparcia danej technologii w formie pomocy publicznej jest relatywnie mniejszy.

Czytaj więcej

Elektroenergetyka

Moc na trzy lata. Trwają rozmowy, co potem

Ma zostać zapewniona moc do produkcji prądu do 2028 r. Trwają rozmowy, co potem. Chodzi o nowe au...

Zapytam więc wprost: czy dodatkowe koszty bilansowania, wspierania OZE innymi źródłami energii, kiedy wiatr nie wieje i słońce nie świeci, nie przełożą się na wyższe ceny prądu?

Oczywiście, że podwyższy to wysokość naszego rachunku. Pytanie brzmi, o ile. Nabiera ono realnych kształtów, kiedy mówimy o budowie kolejnych bloków gazowych, które jako tzw. źródła szczytowe będą stabilizować OZE, kiedy nie wieje i nie świeci. To kwestia fundamentalna, bo warunkująca nasze bezpieczeństwo energetyczne i pewność dostaw. Inwestor mówi, że nie wybuduje elektrowni gazowej, bo jeśli ona średnio w ciągu roku będzie pracować przez kilkaset godzin, to nigdy mu się nie zwróci. Szukamy więc odpowiedzi, przy jakiej wysokości dodatkowego publicznego wsparcia ta inwestycja się jednak opłaci.

Ważne jest również to, by zachęcić odbiorców do korzystania z taniej energii wtedy, gdy jest ona dostępna, czyli przy optymalnych warunkach do pracy OZE. To trudne zadanie, bo dotyczy zmiany naszych nawyków.

Czy zatem docelowy system produkcji energii elektrycznej, oparty na OZE, będzie tańszy, czy droższy od obecnego?

Będzie przede wszystkim niskoemisyjny, co przełoży się na mniejsze opłaty wynikające z zakupu uprawnień do emisji CO₂. Nie wiem, czy ten system da docelowo niższe rachunki za prąd niż te, które płacimy obecnie. Pewne jest natomiast, że gdybyśmy nadal opierali system na węglu, grozi nam duży wzrost cen. Pamiętajmy, że węgiel z kopalń w Polsce jest coraz trudniej dostępny i coraz droższy przez koszty wydobycia, a na to nakładają się koszty uprawnień do emisji i niska elastyczność elektrowni węglowych.

Nowych elektrowni gazowych na razie budujemy za mało. To one w połączeniu z magazynami energii pozwolą na obniżenie kosztów bilansowania

To ile w ubiegłym roku wyniosły łączne koszty bilansowania OZE?

Nie prowadzimy takich wyliczeń oddzielających koszty rynku bilansującego dla OZE od pozostałych. Musimy dużo mocnej stosować zachęty, ale i kary, aby uczestnicy rynku sami się bilansowali, a nie np. produkowali więcej energii, niż są w stanie odebrać ich klienci i co zgłosili operatorowi. Nasi czescy sąsiedzi pokazali, że da się to zrobić. Tam nie do pomyślenia jest, aby właściciel instalacji produkował znacząco mniej lub więcej energii, niż wcześniej zaplanował.

Na rynku bilansującym w naszym przypadku tym narzędziem do bilansowania OZE są elektrownie węglowe…

…które się kompletnie do tego nie nadają. Włączamy je i wyłączamy, do czego nie były projektowane, i odbija się to na ich żywotności. Nowych elektrowni gazowych na razie budujemy za mało. To one w połączeniu z magazynami energii pozwolą na obniżenie kosztów bilansowania.

Jak to przełoży się na nasz rachunek energii?

Koszty bilansowania będą wyższe, ale jednocześnie będzie spadać koszt samej energii. Efekt? Te składowe będą się w rachunku równoważyć i nie zobaczymy na rachunku wyższej kwoty.

Czy Polska może zwiększyć eksport energii z UE do Ukrainy na wypadek, gdyby Słowacy przestali dostarczać tam prąd ze swojego kierunku?

Zdolności przesyłowe w kierunku eksportu z państw UE do Ukrainy i Mołdawii wynoszą łącznie 2100 MW. Polska co do zasady może udostępniać na handel ok. 15 proc. tego wolumenu, za pozostałą część odpowiadają Rumunia, Węgry i Słowacja. Handel energią elektryczną między Polską a Ukrainą jest prowadzony za pośrednictwem połączenia 400 kV Rzeszów – EJ Chmielnicki. Gdyby Słowacja przestała udostępniać zdolności przesyłowe na połączeniu z Ukrainą, zdolności z tej granicy, zgodnie z przyjętymi zasadami, mogłyby zostać rozdzielone pomiędzy pozostałe państwa, w tym Polskę. Gdyby zaistniała taka potrzeba, której obecnie nie odnotowujemy, to za pośrednictwem tych aukcji jesteśmy w stanie zwiększyć handlowy eksport do Ukrainy.

Prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych

Grzegorz Onichimowski

Prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych od 1 marca 2024 r. Przedsiębiorca i menedżer z ponad 30-letnią praktyką w sektorach energetyki i IT. Ekspert Instytutu Obywatelskiego i współtwórca programu energetycznego Koalicji Obywatelskiej. Współtwórca i prezes w latach 2002–2012 Towarowej Giełdy Energii. Konsultant w wielu firmach sektora energetycznego w Polsce, Europie i USA. W latach 2015–2019 pomagał tworzyć rynek energii w krajach Zatoki Perskiej. Wykładowca Collegium Civitas i innych uczelni. Absolwent Politechniki Warszawskiej oraz SGH.