PSE zgłasza wotum nieufności do offshore’u. Niektóre projekty potrzebują zabezpieczenia

Energetyczna autostrada północ–południe miała być najważniejszą, flagową inwestycją Polskich Sieci Elektroenergetycznych na najbliższą dekadę. Sedno projektu? Przesył mocy z nowych źródeł wytwórczych skoncentrowanych na północy kraju do dużych odbiorców przemysłowych z południa.

Połączenie planowano w formie stałoprądowej linii wysokiego napięcia (HVDC). To technologia, która łączy w sobie kilka ważnych zalet. Przede wszystkim pozwala ograniczyć straty energii towarzyszące przesyłowi na dużą odległość – w przypadku linii planowanej w Polsce to ponad 700 km – oraz umożliwiłaby sterowanie przesyłem na osi północ–południe bez obciążania innych elementów sieci wysokich napięć. Koszty przedsięwzięcia szacowano jednak na kilkanaście miliardów złotych, co stanowić może więcej niż jedną czwartą nakładów inwestycyjnych operatora w najbliższej dekadzie. Ukończenie inwestycji miało nastąpić w 2033 r.

Jeszcze w marcu br., prezentując projekt planu rozwoju sieci przesyłowych na lata 2025–2034, spółka podkreślała, że od czasu przyjęcia poprzedniego planu, w którym przedstawiono obszerne uzasadnienie dla realizacji korytarza energetycznego na bazie technologii HVDC, prognozy operatora zakładają jeszcze większe wymagania wobec sieci, co sprawia z kolei, że „konieczność budowy linii HVDC jest tym bardziej aktualna”. „Decydujące znaczenie ma planowany zwiększony przyrost mocy zainstalowanej farm wiatrowych, w szczególności morskich” – czytamy w dokumencie.

"Optymalizacja" projektu

Ale niespełna dziewięć miesięcy po jego publikacji optyka operatora jest już inna. Grzegorz Onichimowski, prezes PSE, w rozmowie z DGP dopuszcza możliwość „optymalizacji” projektu. – Pewne elementy połączenia północ–południe chcemy realizować już niedługo, ale jako elementy normalnej sieci zmiennoprądowej. „Przepięcie” na prąd stały pozostawimy jako opcję do wykorzystania w dalszej perspektywie, jeśli okaże się to pożądane ze względów sieciowych – mówi Onichimowski. Jak tłumaczy, HVDC to drogie przedsięwzięcie. Uzasadniałby je odpowiednio wysoki i stabilny poziom zapotrzebowania na usługi przesyłowe, który sprawiałby, że koszty realizacji inwestycji zniwelowane zostaną przez korzyści związane z ograniczeniem strat energii. A co do tego PSE pewności nie mają.

Racji bytu energetycznej autostradzie dostarczać miał sztandarowy projekt polskiej transformacji energetycznej – farmy wiatrowe na Bałtyku. Jeśli okazałoby się, że skala rozbudowy morskich farm będzie skromniejsza, niż planowano, a jednocześnie rozwijane będą nowe źródła wytwórcze w centralnej i południowej części kraju albo pojawiliby się nowi odbiorcy energii na północy, może uderzyć to w sens energetycznego korytarza.

– Ostatnie lata są dla offshore’u trudne. Koszty połączeń podmorskich idą dramatycznie do góry, a ponadto rozpiętość między efektywnością wiatraków lądowych i morskich maleje. W pewnym momencie będziemy musieli odpowiedzieć sobie na pytanie: jaki rozstrzał cenowy między energetyką wiatrową morską a lądową jest uzasadniony z punktu widzenia efektywności obu rodzajów źródeł – uważa Grzegorz Onichimowski.

– Dla projektów z Ławicy Słupskiej nowa linia nie jest konieczna. Wystarczy infrastruktura, której realizacja już się rozpoczęła. Być może wzmocnienie sieci byłoby konieczne pod kątem kolejnych farm – o ile te projekty obronią się ekonomicznie. W tej chwili jest to pod dużym znakiem zapytania ze względu na wzrost kosztów technologii – ocenia prezes PSE.

Luka gneracyjna po węglu

W październiku szefowa resortu klimatu Paulina Hennig-Kloska zaproponowała, by maksymalny poziom ceny referencyjnej – która decydować będzie o poziomie możliwych dopłat do morskich wiatraków w ramach zawieranych w przyszłości kontraktów różnicowych – dla projektów z tzw. drugiej fazy podnieść z 471,83 do 512,32 zł. Ze strony branży pojawiają się sugestie, że – przynajmniej dla położonych dalej lokalizacji – potrzebny może być próg jeszcze wyższy, ok. 550 zł.

– Niektóre projekty offshore’owe ze względu na ich położenie są droższe niż inne i – co za tym idzie – potrzebują zabezpieczenia w postaci wyższej ceny maksymalnej. Ale nie jest powiedziane, że rzeczywisty pułap dla wytwórców będzie na tym maksymalnym poziomie, o tym zdecydują aukcje. Nie zmienia to też faktu, że wsparcie tych projektów jest zasadne zarówno w sensie ekonomicznym, jak i z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego czy dekarbonizacji. Nie ma dziś innego źródła, które po 2030 r. mogłoby zapewnić moce rzędu 4 GW i wypełnić lukę generacyjną po węglu – rozwiewa wątpliwości operatora Janusz Gajowiecki, prezes Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej.

Organizacja przekonuje, że morskie farmy będą przyczyniały się do obniżania cen energii elektrycznej na rynku. Według wyliczeń PSEW realizacja wszystkich 18 GW mocy morskich wiatraków przynieść miałaby ceny niższe nawet o połowę niż poprzestanie na 5,9 GW, czyli pierwszej fali projektów. – My robimy swoje, piłka jest dziś po stronie rządu – mówi Gajowiecki. ©℗