Sieci mają wspierać transformację energetyczną, a nie ją hamować – to główne założenie nowej strategii operatora systemu, spółki PSE. Ale to będzie kosztować.

„Polska sieć przesyłowa w 2034 r. ma stanowić solidną podstawę dla planowania przyszłych zmian w otoczeniu Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Ma nie ograniczać możliwości prowadzenia procesu transformacji energetycznej, a co za tym idzie, nie może stanowić wąskiego gardła dla osiągnięcia celu jakim jest neutralność klimatyczna w 2050 r.”. Te dwa zdania z zaprezentowanego pod koniec minionego tygodnia projektu planu na lata 2025–2034 opisują nową filozofię transformacji przyjętą przez operatora systemu, spółkę Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Plan jest uznawany za najważniejszy niepolityczny dokument strategiczny w polskiej energetyce.

Nie tylko PSE

Zgodnie z założeniami skierowanej do konsultacji odświeżonej strategii operator ma umożliwić rozwój odnawialnych źródeł energii tak, by ich udział w „miksie prądotwórczym” przekroczył 50 proc. Do minimum mają być ograniczone odmowy przyłączeń dla nowych instalacji OZE. Do 2034 r. udział źródeł odnawialnych w miksie ma wynosić już ponad 55 proc. W ślad za tymi celami idzie podniesienie szacowanych potrzeb inwestycyjnych. Według spółki w najbliższej dekadzie rozbudowa i modernizacja infrastruktury przesyłowej – a więc samych sieci najwyższych i wysokich napięć znajdujących się pod pieczą PSE – będą wymagać nakładów na poziomie 64 mld zł. To dwukrotność kwoty prognozowanej w obowiązującym jeszcze planie PSE na lata 2023–2032.

Podwojenie planowanych nakładów to także rezultat ujęcia w planach m.in. zwiększonego potencjału polskiego offshore, czyli energetyki wiatrowej na morzu. Docelowo może to być 17,9 GW. W planach PSE uwzględniono też drugą oprócz Choczewa lokalizację dla elektrowni jądrowej – Pątnów. Koreańskie reaktory chcą tam budować PGE i koniński ZE PAK. Realizacja strategii ma umożliwić doprowadzenie energii z nowych źródeł do odbiorców, skupionych w dużej mierze w południowej części kraju.

Kwota zapisana w projekcie PSE oraz opisane w niej przedsięwzięcia nie wyczerpują kosztów adaptacji sieci energetycznych do wymogów szybszej transformacji. Od dawna wiadomo, że jeszcze więcej trzeba będzie na infrastrukturę zarządzaną przez spółki dystrybucyjne. W podpisanej pod koniec 2022 r. z inicjatywy Urzędu Regulacji Energetyki „Karcie efektywnej transformacji” oszacowano te potrzeby na 130 mld zł do końca bieżącej dekady.

Skala faktycznie realizowanych inwestycji rośnie znacznie wolniej, niż wynika to z tych szacunków. Z ostatnich danych Urzędu Regulacji Energetyki wynika, że w 2022 r. na infrastrukturę przesyłową i dystrybucyjną przeznaczono łącznie 9,4 mld zł (rok wcześniej – 7,2 mld zł).

LOLE w górę

PSE zwracają uwagę na problem niedoborów mocy w polskim systemie elektroenergetycznym. Mówi o tym wskaźnik LOLE (ang. Loss Of Load Expectation), który pokazuje, przez ile godzin w ciągu roku można się spodziewać deficytów mocy. Poziom trzech godzin w ciągu roku uznawany jest za bezpieczny, jednak operator prognozuje, że już w 2025 r. będzie to nieco ponad 30 godzin, a rok później 129 godzin.

Jak przypomina Maciej Gacki, analityk Instytutu Jagiellońskiego, polski system energetyczny był budowany w latach 70. i 80. Teraz najbardziej wysłużone bloki będą wyłączane. Według PSE do 2026 r. w pesymistycznym scenariuszu zostanie zamknięte nawet do 2,4 GW mocy węglowych. – Atom zacznie działać ok. 2035 r. Do tego czasu, biorąc pod uwagę wzrost zapotrzebowania na prąd w naszej gospodarce, możemy mieć problem z mocami dyspozycyjnymi, czyli takimi, których moc można zmniejszać lub zwiększać bez względu na pogodę – tłumaczy ekspert.

Dodaje, że wzrost mocy z OZE będzie bardzo duży, stąd potrzeba jednostek, które pozwolą bilansować system. – W 2030 r. połowa produkcji prądu ma pochodzić ze źródeł odnawialnych. O ile morskie farmy wiatrowe pracują dosyć stabilnie, o tyle wyzwaniem będzie zrównoważenie produkcji z fotowoltaiki. Z tego powodu będziemy potrzebować dużo stabilnych mocy jak atom oraz elastycznych jak gaz – mówi Gacki.

Lata 2027–2028 to spadek wskaźnika LOLE do 20,4 i 3,4 godzin w ciągu roku. Wiązać się to będzie z uruchamianiem nowych dużych bloków gazowych w elektrowniach Dolna Odra, Rybnik, Grudziądz czy Ostrołęka. Na zaawansowanym etapie prac są obecnie projekty o łącznej mocy 3 GW.

W dalszych latach zapotrzebowanie gospodarki na prąd będzie szybko rosnąć, m.in. w związku z rozwojem pomp ciepła czy elektromobilności. Dlatego, aby utrzymać wskaźnik LOLE w ryzach, PSE wyliczają, że w 2030 r. będzie nam brakowało ok. 1,6 GW sterowalnych mocy w systemie. Rok później będzie to już 3,2 GW, a w 2032 r. – 4,2 GW.

Co należy zrobić, by system był stabilny i bezpieczny? PSE apelują przede wszystkim o przedłużenie funkcjonowania istniejących bloków węglowych, nawet bez względu na poziom ich emisyjności. Operator liczy się z tym, że bez mechanizmu wsparcia w postaci rynku mocy (w ramach którego elektrownie węglowe dostają od państwa pieniądze nie tylko za wyprodukowany prąd, lecz także za samą gotowość jego wytworzenia) jednostki takie będą nierentowne.

Zgodnie z prawem europejskim takie wsparcie będzie obowiązywać do lipca przyszłego roku. Na stole jest opcja jego przedłużenia do 2028 r., ale wciąż nie jest to przesądzone.

PSE liczy, że pod koniec dekady liczba godzin, podczas których możemy doświadczać niedoborów, jak i ich skala będą niższe niż zakładano w poprzednim planie rozwoju PSE. Równocześnie szybciej niż w dotychczasowych prognozach spadać ma produkcja w elektrowniach opalanych węglem. W 2034 r. maksymalny udział węgla w produkcji prądu, według operatora, nie przekroczy 10 proc. Dla porównania ostrożny scenariusz wpisany przez rząd Donalda Tuska do aktualizacji Krajowego planu na rzecz energii i klimatu (trafił do Komisji Europejskiej pod koniec lutego) zakładał, że w roku 2030 źródła węglowe odpowiadać będą w dalszym ciągu za niemal 30 proc. krajowego miksu w elektroenergetyce. ©℗

Jaki niedobór / Dziennik Gazeta Prawna - wydanie cyfrowe