MATERIAŁ POWSTAŁ WE WSPÓŁPRACY Z ENERGA-OPERATOR

Operator systemu dystrybucyjnego jest spółką prawa handlowego, ale jednocześnie wykonuje zadania o kluczowym znaczeniu dla bezpieczeństwa państwa, gospodarki i odbiorców. Jak pogodzić efektywność biznesową z odpowiedzialnością publiczną?

Jako spółka prawa handlowego mamy obowiązek działać efektywnie i racjonalnie gospodarować powierzonym kapitałem. Podlegamy regulacjom właściwym dla spółek prawa handlowego, mamy właścicieli, którzy mają prawo oczekiwać dywidendy. Z drugiej strony jako OSD odpowiadamy za ciągłość i jakość dostaw energii, przyłączanie odbiorców i wytwórców, odporność infrastruktury oraz tworzenie warunków dla rozwoju gospodarczego poprzez elektryfikację.

Wszystkie te zadania powinniśmy realizować efektywnie kosztowo, z uwzględnieniem wpływu naszych działań na taryfy klientów. Nie widzę tu sprzeczności. Im bardziej efektywny kosztowo, operacyjnie i majątkowo operator, tym więcej środków może przeznaczyć na inwestycje, nie obciążając klientów kosztami, których można uniknąć.

Czyli więc może podzielić role między operatorów państwowych a prywatnych?

Na świecie funkcjonują różne modele własności operatorów. Niezależnie jednak od struktury właścicielskiej jest to działalność silnie regulowana i podporządkowana bezpieczeństwu dostaw. Państwo za każdym razem ma w takim biznesie dużo do powiedzenia.

Model funkcjonujący w Polsce stwarza bardzo dobre warunki do tego, aby zapewnić bezpieczeństwo dostaw energii i w taki sposób regulować ten biznes, żeby on mógł pełnić też swoje społeczne i gospodarcze funkcje. Stworzyliśmy w Polsce silnych organizacyjnie operatorów, którzy skutecznie potrafią ubiegać się o środki unijne, są dostrzegalni na rynkach finansowych, ale jednocześnie są to podmioty wciąż „zarządzalne”, zdolne do reakcji i innowacji. To powoduje, że operatorzy stali się ważnym elementem ekonomii kraju. Np. 90 proc. naszego programu inwestycyjnego jest realizowane przez firmy działające, produkujące i płacące podatki w Polsce. Dzięki temu inwestycje sieciowe stają się kołem zamachowym lokalnej i krajowej gospodarki. W latach 90. i na początku lat 2000. tak nie było.

Ale prywatny operator może być efektywniejszy.

Moim zdaniem to mit. My także musimy tacy być. Dotyczy to zarówno racjonalnego zarządzania kosztami operacyjnymi, jak i efektywnego planowania oraz realizacji inwestycji. Każda złotówka wydana przez operatora jest ostatecznie uwzględniana w regulowanym modelu działalności, dlatego mamy szczególny obowiązek wykazywania, że nasze nakłady przynoszą realną wartość odbiorcom i systemowi. To jedno z wyzwań transformacji. Jeśli operatorzy tego nie zauważą, będą jak dinozaury, które nie zauważyły zmiany klimatu.

Jak pan widzi rolę operatora w świecie zmieniającej się energetyki?

W tradycyjnym systemie elektroenergetycznym produkcja energii była dostosowywana do potrzeb odbiorców. Wraz ze wzrostem rozproszonych i zależnych od pogody źródeł OZE coraz częściej mamy do czynienia z sytuacją, w której w określonych godzinach podaż energii przekracza popyt. W efekcie pojawiają się ceny ujemne, wyłączenia OZE oraz rosnące koszty bilansowania systemu. Dlatego transformacja nie może już polegać wyłącznie na zwiększaniu mocy wytwórczych. Musimy równolegle rozwijać sieć, magazyny, elastyczność odbiorców oraz zużycie energii w miejscach, w których jest ona produkowana. Musimy także myśleć o zmianie podejścia do zarządzania systemem i poważnie zastanowić się nad rolą operatora systemu dystrybucyjnego w poprawie bilansu energii w węzłach sieci. Dzisiaj operatorzy zajmują się ograniczeniami sieciowymi, poziomami napięć, rozpływami mocy, jakością energii. Może powinni zająć się także technicznym bilansowaniem podaży i popytu w węzłach lokalnych. To teza, którą powinniśmy dalej rozwijać jako branża.

Wyłączenia OZE, kiedy energia produkowana jest w nadmiarze, to jeden z poważniejszych problemów polskiej energetyki. Z jaką skalą problemu mierzyliście się w tym roku?

Od kwietnia do sierpnia na obszarze działania Energa-Operator odnotowaliśmy 131 dni, w których Polskie Sieci Elektroenergetyczne wydawały polecenia nierynkowego redysponowania źródeł. Łączny czas obowiązywania tych poleceń wyniósł około 150 godzin. Dzisiaj, jeśli operator chce pomóc systemowi w lepszym bilansowaniu, musi znaleźć narzędzia, aby przyciągnąć klientów i zwiększyć wolumen odbieranej energii elektrycznej (cena, taryfy i czas przyłączeń) i skutecznie tworzyć w sieci warunki dla budowy magazynów energii.

A wielkoskalowe bateryjne magazyny energii, które zaczną wchodzić do systemu energetycznego w przyszłym roku, nie rozwiążą tego problemu?

Magazyny energii są niezbędnym elementem nowego systemu, ale nie wierzę, że w najbliższych latach same rozwiążą problem nadwyżek energii z OZE. Tempo ich budowy nie jest współmierne do skali problemu, bo powstają kolejne farmy fotowoltaiczne i wiatrowe. Potrzebujemy całego zestawu rozwiązań: magazynów, usług elastyczności, aktywizacji odbiorców, inwestycji sieciowych oraz nowych odbiorów zlokalizowanych tam, gdzie powstają nadwyżki energii.

To ile takich wielkoskalowych magazynów energii nasz system potrzebowałby, aby ten problem z nadwyżkami OZE ograniczyć?

Nie da się odpowiedzieć na pytanie jedną liczbą. Znaczenie ma nie tylko łączna pojemność magazynów, lecz także ich lokalizacja, moc, czas pracy. Potem ktoś musi tę energię skonsumować, czyli kupić. Np. nie w każdym miejscu sieci średniego napięcia uda się wieczorem i w nocy rozładować każdy magazyn. Dlatego równolegle z magazynami potrzebujemy nowych odbiorców i elastycznego popytu.

Zgodnie z wcześniejszymi założeniami ustawy sieciowej PSE miały mieć wgląd w to, co dzieje się na sieci niskich i średnich napięć należących do dystrybutorów. Najwięcej niesterowalnych OZE jest właśnie tam przyłączanych. Tak się dzieje?

To prawda. Najwięcej źródeł OZE jest przyłączonych do sieci średniego napięcia – mam tu na myśli duże źródła OZE powyżej 50 kW mocy zainstalowanej. W Polsce do sieci średnich napięć operatorów dystrybucyjnych przyłączonych jest ponad 9 tys. takich źródeł OZE, co stanowi ponad 90 proc. ilości wszystkich OZE o mocy zainstalowanej 50 kW przyłączonych do sieci operatorów dystrybucyjnych. W Energa-Operator ponad 2600 modułów wytwarzania energii o mocy zainstalowanej powyżej 50 kW przyłączonych jest na średnim napięciu. To rzeczywiście duża skala. Z PSE uzgodniliśmy jednak takie zasady planowania i zarządzania systemem elektroenergetycznym, w którym PSE zarządza przeciążeniami w sieciach najwyższych napięć oraz (w uzgodnieniu z OSD) w sieci koordynowanej zamkniętej (110 kV). Operatorzy systemu dystrybucyjnego zarządzają natomiast ograniczeniami dystrybucyjnymi w sieci promieniowej średniego napięcia oraz napięciami w sieci 110 kV i średniego napięcia, zapewniając PSE stały poziom napięcia w uzgodnionych węzłach sieci. Taki model oznacza, że PSE obserwuje i liczy swoją sieć oraz sieć 110 kV. Operatorzy obserwują i „liczą” sieć 110 kV i sieć średniego napięcia. Wszystko to, co dotyczy bilansowania technicznego i handlowego systemu, jest zadaniem PSE. Nie ma więc tu mowy o tym, że PSE „widzi i zarządza” wszystkim, co jest w sieci. Moim zdaniem taki model, choćby z powodu liczby źródeł wytwórczych na średnim napięciu, byłby ryzykowny i niemożliwy do wdrożenia.

Operatorzy zaakceptowali te zasady, chociaż najprawdopodobniej zawierają one w sobie pewne ograniczenia, np. operatorzy nie mogą korzystać w sieci 110 kV z usług elastyczności. To zgodne z prawem, ale naszym zdaniem niekorzystne dla systemu.

Czy zatem PSE będzie miało wgląd w prace systemu na średnim i niskim napięciu?

Nie będzie miało, dlaczego miałoby go mieć? Operator przesyłowy i dystrybucyjny mają różne zadania. Tak jak dla nas nie do końca zrozumiała jest wielkoskalowa energetyka, zasady rynku mocy czy zarządzania przepływami transgranicznymi, tak dla PSE niezrozumiała jest logika rozproszonej sieci dystrybucyjnej z wieloma węzłami oraz 20 mln uczestników rynku, którzy z niej korzystają. Zgodnie z wypracowywanym modelem PSE ma otrzymywać od operatorów uzgodniony zakres danych i parametrów niezbędnych do prowadzenia systemu. Operatorzy, tak jak dotychczas, będą na zlecenie PSE realizowali wiele zadań i parametrów istotnych dla zarządzania ruchem w systemie.

Ustawa sieciowa miała rozładować kolejkę chętnych do przyłączenia do sieci i odsiać chętnych do wybudowania nowych źródeł od spekulantów warunkami przyłączenia. Jak pan ocenia efekt tej ustawy?

Jesteśmy zadowoleni z tego, co się wydarzyło po wprowadzeniu tej ustawy. Wymagania związane z koniecznością wniesienia opłat przyłączeniowych spowodowały, że po wejściu w życie nowych rozwiązań około 41 proc. podmiotów posiadających zarezerwowane możliwości przyłączeniowe wycofało swoje wnioski lub zrezygnowało z dalszego procedowania. W efekcie uwolniono około 1200 punktów przyłączenia dla projektów gotowych do realizacji. To skala pokazująca, ile było rzetelnych inwestorów, a ile firm, które zajmowały się spekulacją warunkami. W efekcie na rynek wróciło 1200 wolnych miejsc na przyłączenie do sieci. Jeśli mamy do czynienia z poważnym inwestorem, to wybuduje źródło niezależnie od opłat za przyłączenie. W Polsce wciąż tworzymy dla inwestycji OZE niezwykle komfortowe warunki, jakich w Europie już dzisiaj w zasadzie nie ma. Dziś znaczną część kosztów rozbudowy sieci niezbędnej do przyłączenia nowych źródeł w taryfach ponoszą odbiorcy. Powinniśmy uczciwie dyskutować o tym, jaka część tych kosztów powinna obciążać inwestora, szczególnie gdy inwestycja wymaga bardzo rozległej rozbudowy infrastruktury. To ważne, bo w niektórych przypadkach koszt niezbędnej rozbudowy sieci może być sześciokrotnie wyższy niż koszt samego przyłącza. Sprawiedliwa transformacja oznacza nie tylko dostęp do zielonej energii, ale także sprawiedliwy podział kosztów jej integracji z systemem. W Europie inwestorzy często ponoszą nie tylko koszty rozbudowy sieci związane z przyłączeniem, ale płacą także za wprowadzanie energii do sieci. Tak jak odbiorca ma taryfę na pobór energii, tak wytwórca ma taryfę na wprowadzanie energii do sieci.

rozmawiał Bartłomiej Sawicki

MATERIAŁ POWSTAŁ WE WSPÓŁPRACY Z ENERGA-OPERATOR