rozwiń ›

Ceny prądu? Wyjąć energię spod klosza

Ceny energii to dziś jeden z najważniejszych tematów nie tylko dla Polski, ale i całej Europy. Klucz do zarządzania transformacją, konkurencyjności przemysłu i utrzymania spokoju społecznego. Zgoda?

Tak, bez wątpienia. Elektryfikacja polskiej gospodarki będzie postępować płynnie i szybko tylko, jeżeli ceny prądu będą społecznie akceptowalne. Przy czym dla nas ważniejsza jest perspektywa kosztów, a nie tylko cen. Uważamy, że odpowiedzią na wyzwania musi być zdrowy rynek, na którym cena będzie odzwierciedleniem kosztów. Nie podzielamy poglądu, że można trzymać energię pod jakimś kloszem, traktować ją jako towar inny niż wszystkie, który będzie przedmiotem stałego subsydiowania. Nie może być tak, że cena energii stanie się elementem polityki społecznej państwa.

Czyli pożegnanie z mrożeniem cen ma być ostateczne, a propozycje – przedstawione m.in. w prezydenckim projekcie ustawy – mówiące o przesunięciu finansowania części opłat z rachunków na budżet państwa i przychody z ETS powinny zostać odrzucone?

Czy przeniesienie części rachunku do podatku, bo do tego się propozycja sprowadza, ma sens? Moim zdaniem nie. Inna sprawa, że część opłat chyba straciła sens, bo ich wysokość jest symboliczna, a koszty poboru – znaczne. Ale w tej sprawie już wypowiadał się minister Motyka i ja podzielam jego punkt widzenia. Natomiast chętnie bym porozmawiał z doradcami pana prezydenta o tym, co warto zrobić, by obniżyć obiektywne koszty wytwarzania i dystrybucji energii a jednocześnie nie załamać notowań spółek giełdowych i podtrzymać wysokie tempo inwestycji w sieć.

A jednak energia nie jest towarem jak każdy inny, nie bez powodu jej rynek jest ściśle uregulowany. Proponuje pan, żeby ochrona przed wahaniami cen energii – która dzisiaj obejmuje wciąż istotną część gospodarstw domowych – przysługiwała tylko nielicznym?

Jesteśmy operatorem systemu przesyłowego, więc co do zasady nie odnosimy się do materii polityki społecznej państwa. To nie nasza sprawa i nie będziemy w tej kwestii wchodzić w buty rządu.

Ale przecież doradzacie rządowi, żeby się wycofał, ograniczył interwencje.

Doradzamy rzeczywiście, żeby odejść od praktyki, która w Polsce była obecna właściwie od 1989 r., czyli ochrony odbiorcy indywidualnego kosztem gospodarki, kosztem przemysłu. To błędna polityka, która przynosi efekty odwrotne od zamierzonych. Konkurencyjne ceny energii dla biznesu to warunek rozwoju gospodarczego i poprawy jakości miejsc pracy. Dzięki nim rachunki dla gospodarstw domowych przestaną być problemem. Obecnie 90 proc. Polaków płaci za energię mniej niż w rachunkach za telefon komórkowy. Umówmy się, że opłaty za prąd to nie jest dziś największe obciążenie w naszych budżetach domowych.

Rachunkami gospodarstw nie należy się przejmować? Nie jestem pewien, czy rząd będzie PSE wdzięczny za taką radę…

Należy się przejmować kosztami energii ponoszonymi przez wszystkich. Dziś, jak powiedziałem, akurat te obciążenia nie są bardzo wysokie, ale w niedalekiej przyszłości ich udział w budżetach domowych będzie rósł, wraz z popularnością pojazdów elektrycznych czy pomp ciepła. Nie można jednak tracić z pola widzenia faktu, że koszt energii elektrycznej w coraz większym stopniu determinuje ceny wszystkich innych towarów, że to czynnik, od którego zależy tempo procesu elektryfikacji, decydującego o konkurencyjności gospodarek.

Subsydia? Nie mogą być dla wszystkich

Nie wróży to Europie najlepiej. Ceny elektryczności w naszej części świata są wyższe niż w innych wiodących gospodarkach.

Ale z czasem powinny spaść. W naszej strategii piszemy o trzech siłach, które napędzają elektryfikację: geopolityce, ekonomii i fizyce. Weźmy chociażby tę ostatnią. Nie ma najmniejszego powodu, żeby upowszechnienie silników trzy razy bardziej efektywnych – bo taka różnica dzieli napęd elektryczny od spalinowego – prowadziło do wyższych kosztów. Tym bardziej że jednocześnie uwalniamy się od zależności od importu paliw kopalnych.

Krytykuje pan model, w którym gospodarstwa domowe są chronione kosztem przemysłu. Lepszy jest system odwrotny, jak w Niemczech, czyli subsydiowanie cen dla biznesu przez odbiorców indywidualnych?

Tej kwestii też nie powinien rozstrzygać operator systemu przesyłowego. Osobiście uważam, że ani jedna, ani druga polityka nie jest dobra. Opowiadam się za równowagą.

Na świecie obserwujemy dziś wyścig na subsydia, a Polska ma iść w odwrotnym kierunku. Czy to rynkowe podejście, na które chcecie stawiać, nie staje się anachroniczne?

Jakie mamy wyjście? Energia elektryczna ma napędzać całą gospodarkę. Nie możemy przecież subsydiować wszystkiego! Musimy zdecydować, które elementy systemu energetycznego i, szerzej, krajowej gospodarki chcemy dodatkowo wspomóc na drodze do elektryfikacji.

Czyli jednak zgadzamy się, że bez interwencji – w wybranych obszarach – się nie obędzie. Ale idźmy dalej: skąd ma pochodzić nasza energia?

Z realiów – fizyki, ekonomii i geopolityki – wynika, że będziemy zmierzać do miksu energetycznego opartego na źródłach odnawialnych uzupełnianych, prawdopodobnie, atomem.

Tryumf OZE, ale z mocową rezerwą

Dlaczego akurat OZE i energia jądrowa?

Bo każda inna opcja uczyni elektryfikację procesem bardzo drogim. Nie bez powodu gigantyczne inwestycje w najtańsze źródła niskoemisyjne realizuje nie tylko „owładnięta klimatyczną religią” – jak chcą populiści – Europa, ale też choćby Chiny, gdzie w ciągu ostatniego roku emisje z sektora elektroenergetycznego spadły o 5 proc. mimo rosnącego zapotrzebowania na prąd. To kurs, który nie wynika z wiary czy determinacji, by ochronić klimat, tylko z prostego rachunku ekonomicznego.

Stawiacie tezę, że dekarbonizacja przyspiesza i głównym celem czynicie przygotowanie się na realia energetyki całkowicie zeroemisyjnej. To trochę zaskakujące w sytuacji, w której obserwujemy raczej korektę kursu, nie tylko przecież w USA. Ona też nie wynika ze względów czysto ideologicznych, tylko z czynników obiektywnych…

Nie podzielam tego poglądu. Proszę spojrzeć na tempo dekarbonizacji w Azji Południowo-Wschodniej, która jest dziś regionem wyznaczającym trendy globalne. W Afryce w ciągu 10 miesięcy moce fotowoltaiki zwiększyły się o 60 proc. To świadczy o triumfie technologii OZE. One nie są już tylko „zielonym dodatkiem” do systemu energetycznego, lecz stają się jego nowym rdzeniem. Stąd główny cel naszej strategii: potrzeba przygotowania się do zarządzania tak odmienionym systemem. Chcemy go osiągnąć w 2035 r.

Spowolnieniu ulega jednak drugi filar procesu dekarbonizacji, czyli pożegnanie z paliwami kopalnymi. W wielu krajach pojawia się rozpoznanie, że potrzeby energetyczne będą rosnąć na tyle szybko, że nie pozwala to na „komfort” przedwczesnego wygaszania jakichkolwiek źródeł wytwórczych, nawet tych zasilanych węglem.

W naszym interesie będzie jednak ograniczanie do minimum roli energetyki konwencjonalnej. Opierając się na węglu wydobywanym po 900 zł za tonę czy skroplonym gazie, który – ze względu na procesy skraplania, transportu i regazyfikacji – jest trzykrotnie droższy niż pierwotny koszt pozyskania gazu, konkurencyjności z całą pewnością nie zbudujemy.

Najdroższa energia, jak mówią energetycy, to jednak ta niedostarczona. Co jeśli do wyboru będziemy mieli zaspokojenie popytu paliwami kopalnymi lub spowolnienie elektryfikacji?

Zgadzam się, że – jako strażnik bezpieczeństwa energetycznego – nie możemy zamykać oczu na to ryzyko. Musimy w pierwszym rzędzie pilnować, żeby mocy w energetyce nam nie zabrakło. Fakt, że chcemy być gotowi do zarządzania bezemisyjnym miksem w roku 2035, nie oznacza, że źródeł emisyjnych ma nie być wtedy w systemie. Ich utrzymanie na razie jest konieczne, bo wiadomo – nie zawsze świeci słońce, nie zawsze wieje wiatr. Nie ma też możliwości, żebyśmy pozbyli się zasobów konwencjonalnych tak długo, jak będą one niezbędne do zapewnienia bezpieczeństwa systemu, kontroli jego kluczowych parametrów.

Bezpieczeństwo w bezemisyjnym miksie

Jakie są alternatywy?

To wyzwanie nie jest trywialne, bo dziś stabilność naszej sieci zapewniają w dużej mierze obracające się synchronicznie generatory w elektrowniach konwencjonalnych, które niejako „przy okazji” produkcji energii dostarczają nam kluczowych produktów i usług, takich jak inercja czy moc bierna, stabilizują napięcie i zwiększają odporność systemu energetycznego na awarie.

Krótko mówiąc, zabezpieczają nas przed „scenariuszem hiszpańskim”.

Tak jest. Jeśli chcemy więc radzić sobie bez nich, musimy zapewnić sobie nowe narzędzia panowania nad systemem.

O jakich instrumentach mówimy?

O wykorzystaniu zdolnych do świadczenia usług systemowych magazynów energii, o kompensatorach synchronicznych, czyli po prostu generatorach, tyle że napędzanych energią elektryczną, a nie tę energię produkujących. Ale docelowo także o źródłach odnawialnych wyposażonych w specjalne inwertery umożliwiające wspieranie parametrów sieci, napięcia i częstotliwości (tzw. zdolność grid-formingu).

Sama strategia wobec szeregu tych kierunków robi jednak znamienne zastrzeżenie: „o ile będzie to uzasadnione ekonomicznie”.

Musimy mieć świadomość, że stoimy w obliczu zmian, które są jeszcze płynne i musimy zachować w związku z tym pewną otwartość. Weźmy np. kwestię kompensatorów. W grę wchodzą różne rozwiązania. Możemy kupić nowe urządzenia albo używać w tej roli generatorów likwidowanych bloków węglowych. Będziemy o takiej możliwości rozmawiać przynajmniej z jedną ze spółek energetycznych. Z zainteresowaniem przyglądamy się także rozwiązaniom, na które postawiła Australia, gdzie część elektrowni gazowych zainstalowała specjalne sprzęgła, które pozwalają jej spełniać wymiennie, w zależności od potrzeb, obie funkcje: źródła wytwórczego i kompensatora. Również inwertery OZE z funkcją grid-formingu są już dostępne na rynku. Na razie to jeszcze nie jest z naszego punktu widzenia konkurencyjne rozwiązanie, bo zaspokajając potrzeby mocowe systemu pozyskujemy usługi sieciowe „za darmo”. Ale to się zmieni, kiedy zaczną mnożyć się w roku godziny, w których praca bloków węglowych i gazowych nie będzie już potrzebna.

Ile ta wielka transformacja operatora systemu energetycznego będzie nas kosztować?

Ona doprowadzi do obniżenia kosztów. Kiedy wprowadzona zostanie konkurencja między dostawcami usług systemowych, zapłacimy za nie mniej. Jednocześnie dzięki nowym instrumentom będziemy w stanie ograniczyć znacznie większe wydatki na rynek mocy.

Żegnaj, węglu. Witaj, atomie?

Jak długo, w takim razie, źródła opalane węglem i gazem będą jeszcze potrzebne z punktu widzenia systemu?

Według Planu Rozwoju Sieci Przesyłowej, który opublikowaliśmy rok temu, łączne wykorzystanie większości bloków gazowych w okolicach roku 2035 będzie przeciętnie na poziomie kilku tygodni pracy rocznie, ok. 5 proc. ich zdolności. To jest perspektywa, z którą mierzą się inwestorzy, którzy dzisiaj wkraczają na rynek mocy. Stąd zresztą wzrost zainteresowania typowo szczytową technologią, jaką są bloki gazowe OCGT, czyli z turbiną pracującą w obiegu otwartym. Oczywiście faktyczny poziom wykorzystania zależeć będzie w praktyce od pogody. Np. ostatni rok był w Europie dużo mniej udany dla energetyki wiatrowej niż rok 2024, dlatego np. w Niemczech, mimo dużej ilości nowych farm przyłączonych do systemu, emisyjność energetyki i ceny prądu były w pierwszej połowie 2025 r. podwyższone.

Weźmy przykład Turowa. Z punktu widzenia większości dokumentów strategicznych, w tym Planu Rozwoju PSE, przestrzeni dla węgla brunatnego w przyszłej dekadzie nie będzie dużo. Jednocześnie oficjalnie podtrzymywane są wciąż plany eksploatacji kompleksu do roku 2044.

Mogę powiedzieć tylko, że źródła na węgiel brunatny rzeczywiście będą w trudnej sytuacji, ze względu na wysokie koszty emisji oraz koszty stałe związane z pracą odkrywek. Najnowszy blok Turowa ma kontrakt na rynku mocy do 2035 r., ale pytanie, na ile efektywne ekonomicznie będzie utrzymywanie kopalni tylko na jego potrzeby, jest otwarte. To poważny dylemat, przed którym stanie zarząd PGE w najbliższym czasie. Podobny problem dotyczy Bełchatowa, chociaż tam decydującym czynnikiem będzie zapewne proces wyczerpywania się złóż.

Na tych terenach żywy jest strach przed scenariuszem wałbrzyskim. Z punktu widzenia sieci to także olbrzymie wyzwanie.

Potencjalnie interesującym rozwiązaniem dla części obecnych lokalizacji związanych z węglem brunatnym, mogą być technologie jądrowe, w tym małe reaktory modułowe (SMR). Z punktu widzenia operatora zastępowanie bloków konwencjonalnych jądrowymi jawi się jako wstępnie atrakcyjna możliwość, choć czekamy na weryfikację ekonomiczną technologii SMR. Jeśli jednak koszty okazałyby się zbliżone do tych, jakie są dziś zapowiadane dla wielkoskalowej elektrowni na Pomorzu, to sądzę, że chętni na rynku komercyjnym na ciepło i prąd dostarczane 365 dni w roku się znajdą.

W Strategii wskazano na potrzebę uwzględnienia „specyfiki ekonomicznej” atomu. W komunikacie dotyczącym warunków wsparcia dla polskiej elektrowni KE stwierdziła tymczasem, że ma ona reagować na sygnały rynkowe i unikać „wypierania” energii ze źródeł odnawialnych. Czy takie podejście tworzy warunki, które będą zachęcać do kolejnych inwestycji w atom?

Kontrakt różnicowy, który wynika z decyzji KE – na tyle, na ile znam jego konstrukcję – jest rzeczywiście skonstruowany w taki sposób, żeby elektrownia reagowała na krótkoterminowe sygnały cenowe. Ale fakt, że praca elektrowni będzie zależna od sytuacji na rynku nie oznacza jeszcze, że nie będzie pracowała ze stałym obciążeniem. Zwłaszcza jeśli np. zapewni sobie zdolność magazynowania energii, co pozwoliłoby jej w pewnym stopniu uniezależnić poziom produkcji od bieżącego zapotrzebowania.

Co w takim razie wymaga zmiany?

Moim zdaniem należałoby w jeszcze większym stopniu uwzględnić charakterystykę atomu w konstrukcji kontraktów różnicowych. Dziś widzimy, że spodziewana cena energii z elektrowni na Pomorzu ma być zbliżona do tej dla morskich farm wiatrowych. Ale przecież żeby offshore mógł spełniać w systemie funkcję analogiczną do bloku jądrowego, wymagałby uzupełnienia o prawie drugie tyle mocy gazowych, które stanowiłyby rezerwę na okresy niskiej wietrzności. Być może do ceny dla źródeł odnawialnych wspieranych kontraktami różnicowymi należałoby doliczać koszty zabezpieczania dostaw np. na rynku mocy? W przypadku atomu sytuacja jest odwrotna: usługę mocową dostajemy „w pakiecie”, w ramach ceny kontraktowej. Źródło jądrowe może, przy stosunkowo niewielkich nakładach na remonty i naprawy, działać 60 lat i więcej. Kontrakt dla dużej elektrowni mamy na 40 lat, a dla SMR-ów mówi się o latach 30. To oznacza, że przez pozostałą część okresu eksploatacji źródła te będą dostarczać energię po kosztach zmiennych, które są naprawdę minimalne. W przypadku offshore’u mamy sytuację zupełnie inną: po 25 latach, obawiam się, trzeba będzie wymieniać turbiny, a więc de facto mamy do czynienia z permanentnym kontraktem różnicowym. Te różnice też powinny być uwzględnione przy konstrukcji mechanizmów wsparcia.

Koszty transformacji? Mimo wszystko ma być taniej

Koszt produkcji energii – minimalny w przypadku źródeł odnawialnych – to tylko wycinek nakładów związanych z utrzymaniem całego systemu. Czy przestawienie całej gospodarki na rytm wyznaczany przez pogodę nie okaże się w ostatecznym bilansie droższe niż finansowanie bardziej zdywersyfikowanego miksu?

Bez przesady. Nie chcemy dostosowywać gospodarki do pogody. Są sposoby, żeby kupować prąd w tańszych godzinach, choćby dzięki wsparciu magazynów czy technologii optymalizujących produkcję. Nawet centra danych, które charakteryzują się bardzo płaskim profilem zużycia energii, są w stanie się do tego kierunku transformacji energetycznej, z sukcesami, przystosowywać. Dostępność technologii bateryjnych rośnie bardzo dynamicznie. Jeszcze w projekcie Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu zakładano, że kilowatogodzina ich mocy będzie kosztowała, o ile dobrze pamiętam, 550 zł. Dzisiaj te ceny są znacznie niższe, a kolejna generacja magazynów daje nadzieje na dalszą ich redukcję. Ten system z całą pewnością będzie tańszy.

Ale na tle innych krajów – dysponujących np. dużymi zasobami energii wodnej, lepszymi warunkami w zakresie nasłonecznienia czy wietrzności, już spłaconymi elektrowniami jądrowymi – będzie droższy.

To oczywiście prawda. Nie ma możliwości, żeby Europa miała docelowo tańszą energię niż kraje położone w tzw. pasie słonecznym. Nie ma szans, żeby kraj niemający warunków dla hydroenergetyki czy geotermii cieszył się takimi cenami energii jak te, które mogą korzystać z tych zasobów. Z tymi faktami musimy się pogodzić, starając się naturalnie maksymalnie ograniczyć dystans konkurencyjny przy użyciu dostępnych narzędzi. Chociażby stawiając w większym stopniu na lądową energetykę wiatrową, która w polskich warunkach ma dziś efektywność 3,5-krotnie większą niż słoneczna (a z czasem pewnie jeszcze się poprawi).

Wyobrażam sobie, że w spółce takiej jak PSE nowa strategia musi być przyjmowana z ambiwalentnymi odczuciami. Z punktu widzenia „strażnika” równowagi systemu, który przez dekady opierał się na instrumentach centralnego zarządzania mocą za pośrednictwem dużych elektrowni, to musi wyglądać trochę jak kapitulacja przed procesami, które nie są oceniane jako coś pozytywnego czy racjonalnego z punktu widzenia bezpieczeństwa systemu.

Tego, że po lecie następuje jesień, też nie uważam za pozytywne, bo wolę lato. Ale w obu przypadkach mówimy o procesach, które mają charakter obiektywny. Zmiany w polskiej energetyce postępują, i to szybko, z każdym rokiem. Właśnie zakończyliśmy proces taryfowy. W jego ramach prezes URE określa tzw. składnik jakościowy taryfy, zależny od ilości energii, który przepływa przez sieć przesyłową. I, proszę sobie wyobrazić, że nie mogliśmy utrzymać dotychczasowej stawki. Nie dlatego, że nasze koszty wzrosły, tylko dlatego, że mniej energii trafia do sieci najwyższych napięć. Realia, w których operator zarządza systemem za pośrednictwem dyspozytorów w największych elektrowniach, którzy na nasze wezwanie „przesuwają suwak” w górę lub w dół, de facto już nie istnieją. Mamy system rozproszony, w którym z jednostek centralnie dysponowanych pochodzi tylko 40 proc. energii zużywanej w kraju. Musimy nauczyć się coraz skuteczniej zarządzać tym zmieniającym się systemem – nie tylko jako PSE, ale jako cały sektor infrastruktury sieciowej. Także spółki dystrybucyjne, do których sieci przyłącza się obecnie gros źródeł, będą musiały brać na siebie adekwatną część odpowiedzialności.

Rozmawiał Marceli Sommer