Włodzimierz Mucha, wiceprezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych / Materiały prasowe

Wiemy już, że taksonomia, określająca kryteria ekologiczne dla unijnych inwestycji, da szanse na zielony status projektom gazowym i jądrowym. Jak pan ocenia tę decyzję?

Reklama

Naszym zadaniem jest przygotowanie infrastruktury pod przyłączenie różnego rodzaju źródeł. Nie rozróżniamy naszych inwestycji z punktu widzenia taksonomii. Oczywiście, cieszymy się jednak z tego, że taksonomia dopuści atom i gaz. To oznacza, że podmioty, które będą budowały te źródła, będą mogły łatwiej pozyskać na nie środki. Pomoże to zrealizować inwestycje, które będą bardzo istotne z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego Polski w długim terminie.

Reklama

A jaką rolę z punktu widzenia tego bezpieczeństwa będą odgrywały OZE? We wtorek rząd zaakceptował projekt liberalizacji zasady 10H, która ograniczała rozwój naziemnej energetyki wiatrowej.

W tej chwili w wietrze na lądzie mamy przyłączone ponad 8 GW mocy. W związku ze zmianą ustawy odległościowej spodziewamy się nowych wniosków o przyłączanie instalacji wiatrowych do sieci.

Poza tym należy liczyć się z „odmrożeniem” licznych projektów, które uzyskały warunki przyłączenia jeszcze przed wprowadzeniem obowiązujących regulacji, a które 10H zatrzymało. Spodziewamy się, że te projekty będą miały teraz szansę zaistnieć. Pojawią się zatem nowe moce wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, co zwiększy udział energii odnawialnej w krajowym bilansie.

Jaka może być skala tej nowej fali wiatrakowej ekspansji?

W przypadku PSE być może nawet więcej niż 0,5 GW tylko z tytułu umów, które do tej pory były zawieszone.

A oprócz tego będą nowe wnioski. Będzie to na pewno spore wyzwanie – i dla operatorów systemów dystrybucyjnych, i dla nas – bo zainteresowanie budową odnawialnych źródeł jest bardzo duże.

Czy wobec tego perspektywa, jaką rysuje pełnomocnik rządu ds. OZE Ireneusz Zyska, że do 2030 r. będziemy mieli ponad 20 GW w wietrze na lądzie jest – z waszego punktu widzenia – realna?

Teoretycznie wszystko jest realne, pytanie jednak, czy to jest racjonalne z punktu widzenia interesu państwa. Jeśli do tych 20 GW farm lądowych doliczymy planowane 10,9 GW z offshore’u i, potencjalnie, kolejne 20 GW z fotowoltaiki – to w sumie daje nam ponad 50 GW. A zakładamy, że w perspektywie roku 2030 szczytowo będziemy zużywać – w skali kraju – ok. 30 GW mocy. Oznacza to, że warunki techniczne do wyprowadzenia mocy będą musiały być zagwarantowane, ale w praktyce, w większości przypadków, nie będziemy w stanie tej energii swobodnie zużywać.

Właśnie ta energia, której nasz system nie będzie w stanie spożytkować, będzie problemem. Konieczne stanie się albo jej magazynowanie, albo ograniczanie produkcji z tych jednostek, albo eksport nadwyżek. To bardzo poważne wyzwanie biznesowe.

Powszechnie uważa się, że gospodarka będzie się coraz bardziej elektryfikować, więc prądu będziemy zużywać coraz więcej, a poza tym technologie magazynowania się rozwijają.

Jeżeli chodzi o możliwość absorpcji energii produkowanej w OZE, to nie sieć będzie wąskim gardłem, a właśnie możliwości wykorzystania energii elektrycznej w systemie. Będziemy obserwowali takie okresy w ciągu roku, w ciągu miesiąca, w ciągu doby, kiedy produkcja ze źródeł OZE – lądowych, morskich czy fotowoltaicznych – będzie musiała być istotnie ograniczana właśnie ze względu na brak zapotrzebowania. Takie pojedyncze sytuacje już się zdarzają – na razie mówimy o pojedynczych godzinach w roku, ale przy dużo większym nasyceniu systemu mocą źródeł odnawialnych tych problemów będzie więcej.

Oczywiście są różne rozwiązania, które odpowiadają na to wyzwanie. Pierwszym z nich są magazyny energii. Gdy pojawią się w takiej skali, że będą mogły wchłonąć nadwyżki energii, na które w danym momencie nie będzie zapotrzebowania, będzie to rozwiązanie naszych problemów. Niestety, magazyny energii nie rozwijają się jeszcze w takim stopniu jak byśmy oczekiwali. Ta technologia nadal jest bardzo droga i to niezależnie od rodzaju.

Drugie rozwiązanie to redukcja – metoda najprostsza, ale skuteczna. Natomiast ona nie pozwala na to, by zwiększyć wolumen OZE w finalnym zużyciu energii w kraju.

Z kolei eksport nadwyżek będzie możliwy tylko wtedy gdy inne kraje będą miały w tym samym czasie deficyt mocy albo nadwyżkę zdolności magazynowych. Obecnie bardzo trudno jest odpowiedzialnie przyjąć takie założenie.

Jakie bariery, poza kosztami, ograniczają obecnie rozwój magazynów? Słyszymy, że są one traktowane przy wydawaniu warunków przyłączenia do sieci tak samo jak źródła wytwórcze. To problem?

To wynika z obowiązujących regulacji. W ramach Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej proponować będziemy korektę tych zasad, co pozwoli na inne traktowanie magazynów, a tym samym zwiększyć liczbę wydawanych warunków. Dzisiaj taki magazyn musi konkurować o miejsce w sieci z fotowoltaiką czy z farmami wiatrowymi. Chcemy, żeby to się zmieniło, żeby te technologie mogły się uzupełniać.

Z drugiej strony musimy mieć na uwadze fakt, że zarówno instalacje OZE, jak i magazyny, są z punktu widzenia sieci potencjalnym „dawcą” energii. Nie zawsze jest tak, że magazyny tylko uzupełniają OZE. Cena energii, nawet przy silnym wietrze czy wysokim nasłonecznieniu nie jest na tyle niska, aby jej sprzedaż z magazynu jednocześnie z tymi źródłami wytwórczymi była całkowicie nieopłacalna, zwłaszcza biorąc pod uwagę wahania cen energii między nocą i dniem. Skoro taka „jednoczesność” się zdarza, nie możemy jej pominąć myśląc zarówno o bezpieczeństwie systemu, jak i konsumentach, bo konieczność ewentualnej redukcji wytwarzania wiąże się z kosztami, które to oni finalnie ponoszą w taryfach. Szukamy złotego środka i liczę, że w bliskim czasie uda się wdrożyć konkretne rozwiązanie.

Jaki udział OZE widzicie zatem w naszym systemie w 2030 r.?

Z naszych symulacji wynika, że w tej perspektywie nawet połowa energii wytwarzanej naszym kraju może pochodzić ze źródeł OZE – przede wszystkim z wiatru na lądzie i morzu oraz fotowoltaiki.

Powyżej tego pułapu pojawia się ryzyko lawinowego wzrostu przypadków redukcji. A nie chcemy chyba takich sytuacji, że ktoś buduje farmę wiatrową i dowiaduje się, że przez kilkadziesiąt procent czasu, w którym mógłby produkować, nie może tego robić.

Inaczej trzeba byłoby „żonglować” źródłami, wyłączać i uruchamiać elektrownie gazowe, węglowe czy atomowe. Często okazuje się to technicznie niewykonalne. Nie ma gwarancji, że zawsze włączą się w zakładanym momencie, bo przy rozruchach elektrowni zdarzają się problemy.

W ten sposób dochodzimy do wspomnianego wyżej poziomu 50 proc. energii z OZE.

Co zamierzacie zatem zrobić, by przygotować się na zwiększenie mocy przyłączeniowej dla OZE?

Pogłoski o jakimś kryzysie w wydawaniu warunków przyłączenia są zdecydowanie przesadzone. Łączny potencjał wytwarzania z już działających instalacji OZE i tych, które otrzymały warunki przyłączenia, to zdecydowanie ponad 100 TWh, a w całym systemie zużywamy obecnie 160 TWh. Nic tylko budować. Same tylko PSE wydały dotychczas warunki przyłączenia dla ponad 1,5 GW w magazynach energii, które mają potencjał „zatrzymania” energii na ok. 4 godziny. Staramy się po prostu prowadzić pod tym względem działanie racjonalne i zrównoważone.

Przygotowaliśmy plan rozwoju sieci przesyłowej, który jest obecnie zatwierdzany przez prezesa URE i bardzo istotnie wychodzi naprzeciw oczekiwaniom rynku. Planujemy m.in. takie spektakularne projekty, jak most prądu stałego – na linii Północ-Południe.

Przypomnijmy, ile chcecie wydać na inwestycje w perspektywie najbliższej dekady?

W ciągu najbliższych 10 lat – ponad 32 mld zł. Wszystkie inwestycje ujęte w planie rozwoju to poziom 36 mld zł.

Ostatnie dni przyniosły serię doniesień o rekordowych cenach prądu w hurcie i wyłączeniach bloków w polskich elektrowniach, które starają się oszczędzać węgiel przed sezonem zimowym. To poważny test dla stabilności naszego systemu energetycznego?

Zdecydowanie tak. Infrastruktura energetyczna jest wykorzystywana do granic możliwości.

Faktem jest, że elektrownie zmagają się z brakami węgla i starają się odbudowywać zapasy w trudnych warunkach rynkowych. To ogranicza dostępne zasoby produkcyjne i przysparza pewnych problemów odnośnie bilansu mocy. Zdarza się, że musimy posiłkować się awaryjnym importem od operatorów z krajów ościennych, żeby zapewnić wymaganą rezerwę mocy.

Jednocześnie nasza sieć radzi sobie z intensywniejszym wykorzystaniem i w najbliższym czasie nie spodziewamy się poważniejszych problemów z jej funkcjonowaniem.

Konieczność podpierania się tego typu wsparciem sąsiadów niesie ze sobą jakieś koszty?

Te koszty analizujemy w dłuższej perspektywie. W tej chwili jest jeszcze za wcześnie na ich szacowanie. Z operatorami z krajów ościennych łączą nas umowy, które opisują warunki takiego awaryjnego wsparcia. To nie są transakcje o charakterze stricte rynkowym, ale ich koszty są powiązane z cenami wytwarzania energii. Bilansowanie systemu w ten sposób jest standardowym narzędziem w arsenale europejskich operatorów i nie spodziewamy się, żeby w tym roku skala tej pomocy była znacząco większa niż zazwyczaj. Może się zresztą okazać, że krótkoterminowy trend związany z pomocą odbieraną przez Polskę zostanie całkowicie zrównoważony sytuacjami, kiedy to my będziemy awaryjnie wspierać sąsiadów. Tym, co może się okazać czynnikiem generującym koszty są jednak same ceny energii. Jeżeli ceny węgla, gazu oraz opłat za emisje CO2 są wysokie, rośnie również cena energii kupowanej przez nas od sąsiednich operatorów.

OZE to tylko jedno z transformacyjnych wyzwań stojących przed naszym systemem. Jest jeszcze atom…

Projekt Planu Rozwoju Sieci Przesyłowej na lata 2023-2031, który złożyliśmy do Urzędu Regulacji Energetyki, przewiduje inwestycje w infrastrukturę, która pozwoli na przyłączenie i wyprowadzenie mocy z pierwszej polskiej elektrowni jądrowej w lokalizacji Lubiatowo-Kopalino.

Ale o małych reaktorach modułowych (SMR), które chce stawiać polski przemysł, nie ma w nim mowy.

Małe reaktory są czymś, co dobrze wpisuje się w nasze plany i w stosunkowo łatwy sposób mogłoby zastąpić istniejące źródła konwencjonalne, np. bloki węglowe klasy 200 MW. To byłoby dla nich naturalne „miejsce” w sieci przesyłowej. Ewentualną barierą z punktu widzenia rozmieszczenia tego typu inwestycji mogą być kopalnie i inne ograniczenia o charakterze geologicznym. W przypadku Śląska być może jest to problem. Mamy też oczywiście świadomość potrzeby zagospodarowania energii cieplnej z SMR-ów, a więc takiego ich lokowania, żeby były one powiązane z wykorzystaniem tego ciepła czy to na potrzeby odbiorców komunalnych, czy przemysłowych.

A import energii z ukraińskiej elektrowni jądrowej Chmielnicki? Jest brany pod uwagę? Może pomóc nam „domknąć” system?

System energetyczny Ukrainy został w tym roku zsynchronizowany z systemem europejskim. My posiadamy w tej chwili jedno, działające od lat, połączenie transgraniczne Zamość-Dobrotwór. Drugie połączenie, Rzeszów-Chmielnicka, które nie funkcjonuje od 1993 roku, zdecydowaliśmy pilnie przywrócić do pracy, żeby zapewnić bezpieczeństwo pracy systemu ukraińskiego. Umożliwi ono wymianę energii pomiędzy Polską a Ukrainą. Prace te powinny się zakończyć do końca roku.

Jak założenia strategiczne PSE radzą sobie w konfrontacji z wysokimi cenami gazu? Błękitne paliwo miało być kluczem do bilansowania systemu energetycznego w okresie transformacji, teraz coraz częściej mówi się jednak, że tę rolę będzie musiał odegrać znacznie mniej elastyczny węgiel.

Jako operator systemu przesyłowego powinniśmy zachowywać technologiczną neutralność. Nam potrzebne są źródła bilansujące, które zapewnią bezpieczeństwo w okresach niskiej generacji z OZE. W naszym kraju tę funkcję może spełniać gaz, węgiel albo atom, bo istotnego potencjału rozwojowego dla energetyki wodnej raczej nie mamy. Nasza strategia bierze pod uwagę zarówno możliwość wysokich cen gazu, jak i węgla. Staramy się tak planować rozwój systemu, żeby był odporny na oba te scenariusze, to znaczy by żaden z nich nie groził nadzwyczajnymi kosztami.

Z pewnością drogi gaz wymusi w pewnym stopniu maksymalizację wykorzystania istniejących źródeł węglowych, ale musimy mieć świadomość, że te moce mają swoje nieuchronne ograniczenia, związane przede wszystkim z wiekiem. Dzięki programowi Bloki 200+ wiemy, że istniejące jednostki węglowe można dostosowywać do bardziej „szarpanej” pracy, charakterystycznej dla systemu z rosnącym udziałem OZE. Nie wiemy jednak jeszcze, jak wpłynie to na ich trwałość. Do czasu pojawienia się elektrowni jądrowych i odpowiedniego rozwinięcia technologii magazynowania energii, uzupełnienie miksu będzie musiał zapewniać gaz.

Może się okazać, że częstsze przerwy w pracy bloków węglowych przyspieszą konieczność ich wygaszenia?

Każde urządzenie i każdy organizm wykorzystywany „interwałowo”, statystycznie rzecz biorąc żyje krócej. Ale z naszego punktu widzenia jest to jednak kierunek perspektywiczny, który stwarza szanse na wolniejszą rozbudowę mocy gazowych i ograniczenie zapotrzebowania systemu w okresie wysokich cen tego paliwa. Co nie oznacza, że możliwe jest całkowite jego „przeskoczenie”.

Widzicie ryzyko wystąpienia blackoutów w najbliższym czasie?

Latem czy nawet wczesną jesienią nie powinno być większych problemów z zabezpieczeniem dostaw prądu. Wyzwaniem będzie natomiast zima. Mówię oczywiście przede wszystkim o dostępności paliw, gazu i węgla. Posiadamy wiele narzędzi i środków do radzenia sobie z ewentualnymi niedoborami. Tym najbardziej drastycznym i stosowanym w ostateczności są ograniczenia w poborze energii elektrycznej, czyli tzw. stopnie zasilania, które możemy wprowadzić w celu zapewnienia ciągłości i bezpieczeństwa pracy systemu energetycznego. Czy w praktyce będzie to konieczne zależeć będzie od powodzenia wysiłków związanych z uzupełnianiem surowcowych zapasów.

Te ograniczenia, jak rozumiemy, grożą tylko przemysłowi?

Tak. Teoretycznie, kiedy możliwości przewidywane w ramach stopni zasilania się wyczerpią, w grę wchodzą także wyłączenia obszarowe. Ale dziś taki scenariusz nam nie grozi. Zresztą zanim mowa będzie o jakichkolwiek twardych ograniczeniach, mamy do dyspozycji wiele subtelniejszych instrumentów. Np. tzw. stan zagrożenia na rynku mocy, który pozwala aktywować różnego rodzaju rezerwy systemu poprzez realizację umów mocowych, a także umowy na usługi DSR, czyli odpłatne ograniczanie poboru energii. Te działania są niemal nieodczuwalne dla odbiorców końcowych. Zresztą, z punktu widzenia obywatela, nawet stopnie zasilania są zazwyczaj odczuwalne jedynie w nieznacznym stopniu. Ale nie ma też co ukrywać: sytuacja jest napięta, wyzwania przed nami są poważne.

Zachęty do oszczędzania energii na poziomie gospodarstw domowych mogą pomóc?

Oczywiście. Dziś, mimo dotychczasowego wzrostu cen, nie widzimy niestety takiego trendu.

Dopóki paliwa są, nasz system jest stabilny?

Przynajmniej do 2026 r. tak. Trudno powiedzieć, jak zachowają się producenci energii po wygaśnięciu możliwości uzyskiwania przychodów z rynku mocy. Wtedy prawdopodobnie potrzebna będzie jakiegoś rodzaju interwencja państwa.

A co się dzieje z linią bezpośrednią? Słychać, że to rozwiązanie jest blokowane.

Nie posiadam wiedzy na temat „blokowania” takich rozwiązań.

W przypadku linii bezpośrednich do rozstrzygnięcia pozostaje kwestia pokrywania kosztów przez instalacje, które co prawda są przyłączone bezpośrednio do źródła wytwórczego, ale jednocześnie mogą korzystać także z „back-upu” w postaci systemu elektroenergetycznego. Jeżeli tacy odbiorcy byliby zwolnieni np. z opłaty jakościowej czy mocowej, zaburzałoby to sprawiedliwy podział kosztów pokrywania kosztów funkcjonowania systemu. To dotyka kwestii taryfowania, a to już jest obszar kompetencji Urzędu Regulacji Energetyki.

Ponadto, jeśli rozwiązanie linii bezpośredniej miałoby umożliwiać także wyprowadzenie do sytemu elektroenergetycznego mocy z nowych źródeł wytwórczych, to powinno obywać się to w oparciu o przepisy i zasady, takie jak w standardowym procesie przyłączeniowym.

Rozmawiali Sonia Sobczyk-Grygiel i Marceli Sommer