- Rozmawiamy z ukraińskimi kolegami, którzy opowiedzą nam, jak chronią swoją infrastrukturę. Mamy nadzieję, że wnioski z tego wyciągną nasze służby - mówi Grzegorz Onichimowski, prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych.
Dzisiaj możemy zakładać, że sytuacja w systemie elektroenergetycznym jest gorsza, niż wynikałoby to z oficjalnych dokumentów. Moc bloków węglowych jest mniejsza, niż nam się wydaje, bo niektóre bloki węglowe działają niemal wyłącznie na papierze. Nie została całkowicie wyłączona, ale praktycznie nigdy nie składają ofert na rynku, bo ich eksploatacja jest nieopłacalna.
Grupy energetyczne chcą się ich pozbyć. Rozumiem to, bo chodzi o dostęp do kredytów bankowych. Chociaż miejsca, w których są zlokalizowane bloki węglowe, są jednymi z najcenniejszych aktywów grup energetycznych. Spółki chciałyby zjeść ciastko i mieć ciastko – nie ponosić odpowiedzialności za bloki węglowe i jednocześnie móc stawiać nowe moce w ich miejscu. To duży dylemat dla naszych koncernów.
Planowane inwestycje w nowe moce oraz przejście ciepłownictwa w stronę gazu i OZE obniżą nasze zapotrzebowanie na węgiel. Przyspieszy to też odchodzenie od węgla w gospodarstwach domowych na rzecz pomp ciepła. My w naszych planach skupiamy się na elektroenergetyce, a i tak w naszych prognozach bierzemy pod uwagę tylko te moce gazowe, które zostały uwzględnione w rynku mocy. Jednak w międzyczasie mogą dojść nowe projekty gazowe, które wraz z transformacją ciepłownictwa przyspieszą porzucenie węgla.
/>
Na pewno nie przejmiemy elektrowni na własność. Prawo nie dopuszcza, by operator miał własne elektrownie, zresztą nie byłby to też dobry pomysł. Może jednak być tak, że najstarsze bloki, które w dalszym ciągu są potrzebne do utrzymania ciągłości dostaw energii elektrycznej, zostaną ujęte w mechanizmie rezerwy operacyjnej. My byśmy zapewniali im pewien poziom przychodów przez kontraktowanie rezerw, natomiast grupy energetyczne przedstawiłyby konkretny program dekarbonizacji odnoszący się do każdej z tych elektrowni. Wtedy moglibyśmy spróbować przekonać Komisję Europejską i banki, że jest to solidny sposób na transformację. My zapewnilibyśmy sobie bezpieczeństwo dostaw prądu, a grupy energetyczne nie musiałyby się pozbywać cennych aktywów – w miejsce danej elektrowni mógłby powstać magazyn energii, inne zostałyby zastąpione np. przez spalarnię śmieci, elektrownię gazową, biogazownię itd. Wtedy spółki mogłyby płynnie przejść od produkcji prądu z węgla do innej działalności.
Paradoksalnie kwestia jednej czy wielu NABE powinna dotyczyć nowszych bloków węglowych. One dzisiaj jeszcze przynoszą zysk. Uniknęlibyśmy wówczas scenariusza, w którym NABE w momencie utworzenia byłaby już bankrutem.
Trzeba przyjąć rozwiązanie, które będzie do przyjęcia dla Komisji, grup energetycznych, rządu oraz operatora systemu przesyłowego. Myślę, że w grupach energetycznych jest pewna refleksja, by nie pozbywać się wszystkich elektrowni węglowych.
Ono powstało już dwa–trzy lata temu, termin 2033 r. na oddanie pierwszego bloku jest absolutnie nierealny. Zresztą pierwszy blok poprawi bilans mocy, ale biorąc pod uwagę skalę wzrostu zapotrzebowania, będzie zdecydowanie niewystarczający. Przewidujemy, że już za kilka lat będą okresy w roku, kiedy nie wystarczy nam własnych mocy do zaspokojenia zapotrzebowania. Założyliśmy jednak w tej analizie powstanie nowych bloków, których budowy jesteśmy całkowicie pewni. Mamy jednak sygnały, że projektów będzie więcej.
Niezależnie od tego klienci na energię z atomu na pewno się znajdą. W nadchodzących latach w Polsce będzie się jednak prężnie rozwijał sektor IT, który potrzebuje dużych ilości mocy 365 dni w roku, 24 godziny na dobę. Do obsługi tego sektora bezemisyjna energia atomowa pasuje znakomicie.
Jest to jedyny projekt, którego inwestor złożył wniosek o wydanie warunków przyłączenia i je otrzymał. Kwestia małych reaktorów modułowych (SMR) pozostaje otwarta. Inwestorzy zapewniają, że pierwsze jednostki powstaną w połowie lat 30. Z perspektywy operatora to wymarzony scenariusz, bo będziemy mieć dyspozycyjne, bezemisyjne źródła mocy w miejscach, w których wcześniej były bloki o podobnej mocy. Nie wiemy jednak, kiedy naprawdę powstaną te inwestycje ani czy w ogóle powstaną.
Realnie możemy mieć trzy–cztery SMR-y, ale kluczowa będzie kwestia ekonomiczna – trudno przewidzieć, ile będzie to kosztować. Poza tym zanim państwo wyda zgodę na budowę, musimy mieć przepisy, które uregulują działanie nowej technologii, gospodarkę odpadami itd.
Nie jest zdecydowane, czy most prądu stałego w ogóle powstanie, w tej sprawie cały czas są prowadzone analizy. Aby taka inwestycja się opłacała, taka linia musiałaby mieć co najmniej 700 km. Planowaliśmy, by była ona nieznacznie dłuższa, więc ekonomika takiego projektu jest dość niepewna. Niemniej rozbudowa infrastruktury na osi północ-południe będzie potrzebna.
Z zapotrzebowania. Patrzymy na demografię, industrializację poszczególnych regionów i możliwość wyprowadzenia energii ze źródeł. Główne źródła wytwórcze będą w przyszłości na północnym zachodzie. Jeśli chodzi o wschodnie rejony, jest to pytanie o ich atrakcyjność dla inwestorów, zarówno dla wytwórców, jak i odbiorców energii elektrycznej. Dziś o inwestycje jest najłatwiej tam, gdzie jest najlepszy dostęp do prądu, czyli w miejscach z najlepszymi warunkami do produkcji prądu z farm słonecznych i fotowoltaicznych. Innym czynnikiem, który decyduje o powstaniu inwestycji, jest gęstość zaludnienia. Idziemy z prądem, nie możemy wyznaczać trendów, bo budowa kosztownych „sieci zombie” tam, gdzie potem nie byłyby wykorzystywane, to nierozsądne zachowanie.
Powstanie samej linii przesyłowej czy stacji nie spowoduje, że nagle dany region zamieni się w krainę mlekiem i miodem płynącą. Potrzebna jest też inna infrastruktura i choć dostawy energii elektrycznej są kluczowe dla inwestorów, to kierują się również innymi czynnikami.
Nasze inwestycje są kosztowne i finansowane z taryfy, a zatem z rachunków wszystkich odbiorców energii elektrycznej. Nie możemy zaryzykować i zbudować linii czy stacji, o której wiemy, że niekoniecznie będą rzeczywiście potrzebne. Zaznaczam jednak, że zrobimy wszystko, by pomóc w przyłączaniu dużych odbiorców energii elektrycznej.
Zresztą prowadzimy inwestycje również na wschodzie kraju – rozbudowywane i modernizowane będą stacje elektroenergetyczne Siedlce, Lublin, Chełm, Zamość, powstanie nowa stacja Jarosław wraz z jej przyłączeniem do linii Rzeszów – Chmielnicki.
Ukraina to rozległy kraj, który znacznie zwiększa obszar ENTSO-E, czyli porozumienia operatorów europejskich. Wspólny europejski system i rynek bardzo się rozciągnęły. To ma wady i zalety. Zaletą jest to, że system będzie bardziej elastyczny i mniej podatny na zjawiska pogodowe, bo dotychczas często bywało tak, że w większości krajów europejskich mieliśmy do czynienia z podobnymi warunkami pracy źródeł odnawialnych. Z Ukrainą na pokładzie to się zmieni.
Z drugiej strony będą problemy techniczne. Fakt, że synchronizacja Ukrainy z systemem europejskim przebiegła w sposób nadzwyczajny, sprawił, że ENTSO-E ma dość konserwatywne podejście co do możliwości wymiany handlowej z Ukrainą czy pomocy awaryjnej dla Kijowa. Dzisiaj jest ona ograniczona do ok. 2 GW dla wszystkich krajów unijnych graniczących z Ukrainą. Chcielibyśmy pomóc Ukrainie w czasie nadchodzącej zimy, bo sytuacja może być dramatyczna. Jeśli miastom ukraińskim zabraknie prądu i ciepła, można się spodziewać kolejnej fali uchodźców.
Również w przyszłości, po zakończeniu wojny, wymiana transgraniczna powinna być zwiększana. Zanim Ukraina stanie się członkiem Unii Europejskiej, będzie już pełnoprawnym uczestnikiem europejskiego rynku energii. Kraj ten będzie miał możliwość produkcji znacznych ilości prądu z atomu i ze źródeł odnawialnych, które szybko się tam rozwijają. Spowoduje to, że będzie miała duże nadwyżki taniego prądu.
Tu sprawa jest ciekawa. Prawie wszystkie morskie farmy wiatrowe są budowane w oparciu o tzw. kontrakty różnicowe – producenci ustalają z inwestorami energii z farmy i kiedy mocno wieje wiatr, przez co ceny spadają, państwo zwraca firmom różnicę. Tymczasem wtedy będziemy mieć nadwyżki prądu, który trzeba będzie eksportować – czyli będziemy tanio sprzedawać za granicę produkt, który subsydiujemy. Dlatego potrzebujemy ogólnoeuropejskiego systemu podziału tych kosztów. Półżartem można powiedzieć, że w innym przypadku największymi beneficjentami offshore’u będą kraje śródlądowe takie jak Czechy, które nie mają swoich morskich farm i nie muszą ich subsydiować, jednak będą korzystać z taniego prądu. Ten problem trzeba rozwiązać.
Będziemy budować drugie połączenie, ponieważ Litwa, Łotwa i Estonia będą się synchronizować z systemem europejskim. Efektem ubocznym będzie to, że Obwód Królewiecki stanie się wyspą energetyczną, bo będzie fizycznie odcięty od reszty Rosji. Nie spodoba się to Rosjanom, a musimy mieć na uwadze, że połączenia z Polski będą jedyną drogą stabilizacji systemów państw bałtyckich. Do niedawna planowaliśmy budowę połączenia podmorskiego, obecnie rozważamy alternatywne rozwiązanie, czyli linię lądową wzdłuż tras kolejowych lub drogowych. Decyzję co do kształtu połączenia podejmiemy w tym roku wspólnie z litewskim operatorem, spółką Litgrid.
Niezależnie od tego, czy będziemy mieli podziemny kabel, czy linię napowietrzną i tak wszyscy będą wiedzieli, gdzie się znajduje. To utrudnienie. Rozmawiamy z ukraińskimi kolegami, którzy opowiedzą nam, jak chronią swoją infrastrukturę, zwłaszcza stacje elektroenergetyczne. Mamy nadzieję, że wnioski z tego wyciągną nasze służby.
Dobrze byłoby zrobić więcej ze strony regulacyjnej i prawnej. Dziś nie mamy żadnego instrumentu, który pozwoliłby nam nawet wylegitymować podejrzaną osobę, która przykładowo fotografowałaby bądź filmowała naszą infrastrukturę. Można ewentualnie wezwać policję, ale nawet oni nie mogą zrobić zbyt wiele. ©℗
