Oprócz tych 64 miliardów brakuje wszystkiego: stali, miedzi, elektrotechniki, firm wykonawczych a nawet monterów. Żeby polskie sieci elektroenergetyczne działały dobrze, trzeba dobudować stacje i linie dla 22 GW mocy wytwórczych.
Włodzimierz Mucha: Redukcja źródeł odnawialnych to obecnie niezbędny a jednocześnie stosowany w ostatniej kolejności środek bilansowania krajowego systemu elektroenergetycznego. Wykorzystujemy go wtedy, gdy na wyprodukowaną energię nie ma zapotrzebowania w systemie. Wcześniej stosujemy szereg działań nastawionych na zmniejszenie skali tej redukcji, takich jak ograniczenie do minimum generacji źródeł węglowych czy gazowych oraz wykorzystanie eksportu do innych państw w ramach międzyoperatorskiej wymiany energii elektrycznej.
Sieć nie jest wąskim gardłem dla integracji energii odnawialnej. Wyzwaniem jest brak zapotrzebowania na nią, a jedno z rozwiązań to budowa magazynów energii. Jednak nie jest to zadanie PSE – my odpowiadamy za tworzenie warunków do tego, by magazyny mogły pojawić się w systemie, a konkretnie mogły być przyłączone do sieci. Już obecnie wspólnie z OSD wydaliśmy warunki przyłączenia do sieci dla ponad 20 GW mocy instalacji magazynowych, a prawie 2 GW uzyskały prawo do wsparcia z rynku mocy. Kolejne kroki muszą wykonać inwestorzy.
/>
O problemach z siecią moglibyśmy mówić, gdyby z powodów technicznych nie można było wprowadzić energii ze źródeł odnawialnych do sieci i przesłać jej do miejsc odbioru. My takich problemów nie mamy. Jeżeli występują to mają charakter lokalny i przejściowy, powodowany przede wszystkim wyłączeniami awaryjnymi elementów sieciowych. Wyzwaniem jest brak zapotrzebowania na energię wtedy, gdy potencjał jej produkcji jest wysoki. W tym kontekście kluczowe znaczenie ma cena energii elektrycznej.
W okresach, w których na rynku jest nadmiar energii, jej cena powinna spadać, nawet do wartości ujemnych. Z kolei w okresach jej deficytu ceny powinny rosnąć. Takie uwarunkowania będą tworzyć zachęty dla zagospodarowywania nadwyżek energii elektrycznej, na przykład poprzez wykorzystywanie magazynów energii do arbitrażu cenowego między tymi okresami. Obecnie zróżnicowanie cen na rynku jest ciągle stosunkowo małe, jednak wraz z przyrostem mocy źródeł odnawialnych oraz rozwojem mechanizmów rynkowych należy się spodziewać większej zmienności cen energii.
Reforma rynku bilansującego, którą wdrożymy 14 czerwca 2024 r., będzie wspierała właściwą wycenę energii, przez co powstaną zachęty finansowe dla użytkowników systemu do bycia zbilansowanym. Jeśli podmiot będzie wprowadzał energię do systemu elektroenergetycznego nie posiadając zapewnionego odbioru, będzie narażony na niskie, a nawet ujemne ceny, przez co produkcja będzie dla niego nieopłacalna. Wytwórcy muszą dbać o to, by zawsze mieć odbiorców na swój towar.
Jeżeli rynek nie jest wystarczająco skuteczny w kreowaniu zachęt sprawiających, że magazyny są dostępne w systemie w wymaganym czasie lub zakresie, wymagane jest wsparcie odpowiednimi regulacjami. Należy sięgać po wszystkie dostępne środki, których zastosowanie jest możliwe technicznie i prawnie, a jednocześnie uzasadnione ekonomicznie.
W tym zakresie szczególnie wartościowe może być ciepłownictwo, które ma możliwość zbierania energii ze szczytów generacyjnych i magazynowania jej w innej postaci, np. ciepła lub chłodu.
Pomóc może też sprzedaż energii za granicę. Aby nasi sąsiedzi się nią zainteresowali, jej cena w chwilach nadpodaży musi być jednak niższa niż u nich. Zwykle jednak w godzinach, w których w Polsce mamy nadwyżkę generacji, podobna sytuacja jest w innych państwach w naszym regionie.
64 mld zł to kwota z projektu planu rozwoju, który trafił już do uzgodnienia z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki. Liczymy na to, że odpowiedź dostaniemy jeszcze w tym roku.
Kluczową rzeczą jest to, że system elektroenergetyczny w Polsce był w dużym zakresie budowany w latach sześćdziesiątych i siedemdziesiątych. Infrastruktura elektroenergetyczna ma kilkudziesięcioletni okres zwrotu – zazwyczaj jest to od 40 do maksymalnie 70 lat. W związku z tym teraz przypada konieczność remontów i modernizacji.
Obecnie w systemie funkcjonuje 110 stacji elektroenergetycznych. Każdą z nich musimy rozbudować albo zmodernizować. Rozbudowa umożliwia przyłączenie nowych podmiotów, magazynów czy farm wiatrowych i fotowoltaicznych. Na niektórych stacjach wzmacniamy powiązania z siecią dystrybucyjną, która również jest intensywnie rozbudowywana.
Drugim istotnym czynnikiem jest zamiana paradygmatu pracy systemu elektroenergetycznego, zgodnie z którym dotychczas energia elektryczna w Polsce jest produkowana przede wszystkim na południu kraju i stamtąd przesyłana w inne regiony. Do 2040 r. na Bałtyku mają powstać morskie farmy wiatrowe o mocy 18 GW. Oprócz tego na północy kraju będziemy przyłączać elektrownię jądrową o mocy 4 GW. W tej części Polski będzie też przyłączana duża część lądowych farm wiatrowych, ponieważ występują tam sprzyjające warunki pogodowe dla tego typu źródeł. To odmieni funkcjonowanie systemu. Potrzebujemy szeregu inwestycji infrastrukturalnych, żeby móc przyłączyć te źródła i przesłać wytwarzaną energię do miejsc jej odbioru.
Zakładamy, że w najbliższym dziesięcioleciu musimy dobudować stacje i linie dla 22 GW mocy wytwórczych. W związku z tym naszym „okrętem flagowym” jest most prądu stałego, czyli linie łączące północ z południem. Liczymy, że będzie możliwe wykonanie tego projektu w technologii napowietrznej, bo jest ona nawet kilkunastokrotnie tańsza od technologii kablowej, ze względu na inne rozwiązania techniczne oraz sposób prowadzenia prac. Obecnie jesteśmy na etapie wstępnego studium wykonalności. Chcielibyśmy, aby w 2034 r. most miał przepustowość 4 GW i zdolność pracy dwukierunkowej, dzięki czemu – przy niesprzyjających warunkach pogodowych dla pracy źródeł odnawialnych – możliwy będzie także przesył energii z południa na północ kraju.
Kolejną część inwestycji stanowi rozwój połączeń transgranicznych. W pierwszej kolejności oznacza to zwiększenie przepustowości istniejących połączeń transgranicznych oraz sieci wewnętrznej współpracującej z tymi połączeniami. Do 2025 r. mamy obowiązek udostępniać 70 proc. technicznej przepustowości połączeń uczestnikom rynku europejskiego – to wymóg Unii Europejskiej. To ułatwi międzynarodowy handel energią. Dodatkowo w planujemy budowę drugiego połączenia lądowego pomiędzy Polską a krajami bałtyckimi.
Plan opiewał na kwotę 32 mld zł do 2032 r. Był przygotowany z uwzględnieniem efektu pandemii, ale jeszcze bez wpływu rosyjskiej napaści na Ukrainę. Odzwierciedlał więc m.in. koszt zaburzonych łańcuchów dostaw, ale dopiero w obecnym planie uwzględniliśmy efekt wojny w Ukrainie. I to tak naprawdę jest główna różnica, ponieważ nie zwiększyliśmy znacząco zakresu rzeczowego, tylko ponownie przeliczyliśmy jego koszty.
Tak, we wszystkich komponentach składających się na inwestycje nastąpił bardzo istotny wzrost cen, choć oczywiście nie wszystkie pozycje podrożały dwukrotnie.
Na wartość inwestycji wpływają m.in. ceny stali – to przede wszystkim ona jest wykorzystywana w naszych liniach. Do tego istotne są koszty robocizny. Dziś trudniej jest znaleźć wykonawców, ponieważ wielu z nich angażuje się też w inwestycje na zachodzie Europy, w których transformacja również gwałtownie postępuje - w Niemczech, Anglii, Danii czy Holandii.
Do tego nasze stacje elektroenergetyczne są wypełnione systemami teleinformatycznymi, więc na koszty wpływa też cena m.in. elektroniki, układów scalonych czy miedzi. Transformatory są obecnie rozchwytywanymi urządzeniami na całym świecie. Czasem musimy czekać nawet cztery lata, aż otworzy się kolejny slot produkcyjny. Ceny transformatorów poszybowały - 10 lat temu płaciliśmy za nie ok. 8 mln złotych, przed pandemią kosztowały już 15 mln zł, a obecnie - 32 mln zł.
Istotnie podrożały też wyłączniki czy aparatura pomiarowa. Przy okazji pandemia pokazała, jak silnie zachodni producenci wyłączników są uzależnieni od azjatyckich komponentów. Gdy zaczął się lockdown i chińskie porty zostały zamknięte, pojawił się problem ze złożeniem całego urządzenia. Elektronika i układy scalone są wąskim gardłem i dużym wyzwaniem dla całego świata.
W Polsce jest kilka firm, które produkują część urządzeń: w Łodzi jest duża fabryka transformatorów Hitachi, w Lublińcu produkuje je EthosEnergy. Do tego wytwarzamy w Polsce odłączniki, przewody elektroenergetyczne czy zabezpieczenia. Można liczyć na to, że duży popyt na urządzenia sieciowe spowoduje powstawanie kolejnych fabryk w Polsce.
Potencjał tych firm jest niewystarczający do pokrycia zapotrzebowania operatora przesyłowego, nie mówiąc o zaspokojeniu potrzeb wszystkich operatorów. Wspieramy się więc obecnie dostawami spoza kraju. Trzeba też pamiętać, że część urządzeń w ogóle nie jest u nas produkowana, a do tego obowiązuje nas prawo zamówień publicznych.
Musimy mieć świadomość, że nawet te firmy, które mają fabryki w Polsce, korzystają z materiałów i surowców z zagranicy. Aluminium, które u nas jest walcowane i przerabiane np. na druty, przyjeżdża do nas z całego świata. Ciężko jest obecnie wykazać samowystarczalność w jakiejś dziedzinie, ponieważ jesteśmy uzależnieni od wymiany i potrzebujemy współpracy ze światem.
Największe wyzwanie widzę w potencjale wykonawczym firm budowlanych, w szczególności w zakresie obiektów stacyjnych. Prace budowlane i montażowe w stacjach elektroenergetycznych są skomplikowanymi przedsięwzięciami, z reguły związanymi z pracą na działających obiektach, którymi cały czas odbywa się przesył energii. Dostrzegamy stale zmniejszający się potencjał wykwalifikowanych monterów i projektantów, których można zaangażować w budowę i rozbudowę obiektów stacyjnych.
Młodzi ludzie obecnie nie garną się do pracy w elektroenergetyce, jak to miało miejsce wcześniej. Wielu z nich bardziej interesuje się informatyką i tworzeniem aplikacji, a nie rozbudową sieci elektroenergetycznej w roli montera, która to praca wymaga częstych wyjazdów, pracy na wysokości lub w trudnych warunkach atmosferycznych. Jest to wyzwanie o charakterze globalnym, obserwowane w większości krajów europejskich. Jego pokonanie wymaga tworzenia zachęt do rozwoju odpowiednich kompetencji technicznych.
