Europejska recepta na bezpieczeństwo energetyczne? Spór o interkonektory

Na dwa dni przed rocznicą eksplozji, które rozsadziły trzy z czterech nitek rurociągów Nord Stream i Nord Stream 2, swoje rekomendacje dla Polski przedstawił brytyjski think tank Ember. W raporcie, do którego uzyskaliśmy dostęp jako pierwsi w kraju, ośrodek przekonuje, że odpowiedzią na rosnące zagrożenia powinien być rozwój połączeń energetycznych z sąsiadami.

– Infrastruktura energetyczna Europy jest pod ostrzałem, hybrydowa wojna prowadzona przez Rosję nasila się z każdym dniem. Połączenia transgraniczne stanowią fundament bezpieczeństwa energetycznego, chroniąc Europę i Polskę przed zagrożeniami geopolitycznymi. Im więcej ich zbudujemy i im lepiej zabezpieczymy istniejącą infrastrukturę, tym skuteczniej obronimy się przed próbami destabilizacji – przekonuje Paweł Czyżak, główny autor raportu oraz dyrektor programu europejskiego w Ember.

Według think tanku rolę energetycznych interkonektorów w profilaktyce chroniącej Europę przed blackoutami oraz w przywracaniu sprawności systemu w razie ich wystąpienia, potwierdza m.in. niedawny case hiszpański. To ograniczony poziom integracji Półwyspu Iberyjskiego z siecią europejską uważany jest za jeden z czynników stojących za niskim poziomem stabilności energetycznej. Do takich właśnie wniosków doszły rządy Hiszpanii i Portugalii, które jeszcze w maju zwróciły się do Komisji Europejskiej z apelem o wsparcie rozwoju połączeń z Francją. Istniejące interkonektory były zaś kluczowe – jak czytamy w raporcie Ember – dla względnie szybkiego przywrócenia dostaw energii.

W kilku innych przypadkach integracja z siecią europejską była, w ocenie brytyjskiego think tanku, decydująca dla uniknięcia czarnego scenariusza. Awaryjny import był istotnym elementem remedium na sytuacje kryzysowe także w Polsce, m.in. w 2021 r., kiedy na skutek incydentu w stacji energetycznej w Rogowcu z systemu wypadła elektrownia Bełchatów, czy rok wcześniej, gdy w bełchatowskim kompleksie doszło do zalania taśmociągu z węglem. – Rola, jaką odgrywają interkonektory w odpowiedzi na kryzysy, pokazują także przykłady Ukrainy czy Mołdawii, które to kraje, bez wsparcia z sąsiadów z UE, musiałyby się mierzyć nawet z całkowitym załamaniem systemów energetycznych – argumentuje Paweł Czyżak.

Polska dysponuje dziś tymczasem, w jego ocenie, jednymi z najniższych mocy połączeń transgranicznych w relacji do zapotrzebowania i nie ma w planach niemal żadnych projektów ich rozbudowy. – Celowałbym w taką moc połączeń transgranicznych, która dawałaby możliwość dostarczenia 25-30 proc. zapotrzebowania szczytowego, czyli rzędu 6-8 GW – mówi DGP.

UE chce integrować systemy

Ember to nie jedyny podmiot, który promuje rozwój międzysystemowych połączeń. Za ich rozbudową – jako instrumentem sprzyjającym integracji źródeł odnawialnych (w tym ograniczaniu zjawiska redukcji wymuszonych przez operatorów) oraz optymalizacji kosztów energii dla odbiorców – tylko w ostatnim czasie opowiadał się m.in. wpływowy brukselski Bruegel. Od dawna opowiada się też za tym ACER, czyli agencja współpracy unijnych regulatorów (według niej do 2030 r. deficyt mocy przesyłowych między krajami UE sięgnie 32 gigawatów).

A przede wszystkim na rzecz zwiększenia integracji unijnych rynków energii działa Komisja Europejska, z inicjatywy której jeszcze w poprzedniej dekadzie przyjęto cel rozbudowy interkonektorów do poziomu 15 proc. zainstalowanych w kraju mocy wytwórczych. Polska, z wynikiem ok. 4,3 proc., jest jednym z ośmiu krajów, które, według Brukseli, wciąż nie spełniły zobowiązania na 2020 r. (10 proc.), a dynamiczny rozwój jej mocy OZE sprawia, że cel oddaje się coraz bardziej (jeszcze w 2021 r. moc importowa połączeń transgranicznych zbliżała się do 7 proc.). Nie licząc krajów wyspiarskich niższy wskaźnik miała tylko Hiszpania. Od przyszłego roku regulacje UE wymagać będą od państw członkowskich udostępniania co najmniej 70 proc. przepustowości połączeń na potrzeby handlu energią elektryczną.

Nową falę inicjatyw wspierających rozbudowę transgranicznej infrastruktury zapoczątkował kryzys energetyczny, a następnie skutki rosyjskiej inwazji na Ukrainę. Inwestycje w interkonektory zapowiedziała m.in. strategia REPowerEU oraz wydany rok później Unijny plan działania na rzecz sieci. We wzmożone zainteresowanie kwestiami połączeń infrastrukturalnych w regionie wpisała się też zapoczątkowana przez Polskę Inicjatywa Trójmorza. "Udrożnienie" sieci na osi wschód-zachód i północ-południe (a jednym z priorytetów ma być integracja krajów bałtyckich) zakłada ogłoszona podczas corocznego orędzia szefowej KE inicjatywa "energetycznych autostrad". Kolejne kroki wspierające rozbudowę połączeń zawierać będzie zapewne oczekiwany w tym roku Pakiet sieciowy.

Rynek energii ma ekonomię polityczną

Polski operator, Polskie Sieci Elektroenergetyczne, zapewnia, że zarówno bezpieczeństwo pracy systemu, jak i jego zdolności wymiany z sąsiadami są sukcesywnie podnoszone. Przyczyniają się do tego, jak zaznacza spółka, nie tylko interkonektory, ale też rozbudowa połączeń wewnątrz kraju, ułatwiająca rozprowadzanie mocy. „Dekadę temu maksymalna wielkość wymiany transgranicznej między Polską a sąsiadami wynosiła kilkaset megawatów. Obecnie wykorzystujemy połączenia transgraniczne do łącznej wielkości ok. 5 GW zarówno w kierunku importu, jak i eksportu” – wyjaśnia PSE, zaznaczając, że potencjał jest jeszcze większy. „Cały czas wraz z innymi operatorami w Europie prowadzimy analizy dotyczące zasadności budowy nowych połączeń, ale jak dotychczas w aktualnej perspektywie planistycznej takie inwestycje w przypadku Polski nie zostały zidentyfikowane jako uzasadnione. Oczywiście to może się zmienić, jeżeli zmienią się uwarunkowania” – dodaje spółka.

PSE zaznacza, że połączenia i wymiana handlowa nie są „cudownym rozwiązaniem wszystkich problemów”. I argumentuje: „w warunkach długotrwałych niedoborów mocy w skali całego regionu po prostu nie będzie skąd importować. Z kolei eksport nadwyżek nie zawsze jest możliwy, bo generacja OZE jest wysoka zwykle w kilku państwach jednocześnie i nikt nie chce kupić tej energii”. Operator zwraca też uwagę, że wpływ międzysystemowej wymiany na ceny jest ambiwalentny. "W europejskim modelu rynek dąży do wyrównania cen między poszczególnymi strefami cenowymi. W efekcie powoduje to, że w jednej strefie (państwie) cena spadnie, ale w innym wzrośnie" – tłumaczy.

Efekt? Zyskują odbiorcy po stronie importera i sprzedawca energii na eksport, tracą jednak odbiorcy w kraju, z którego energia wypłynęła za granicę (kosztem wzrostu cen na lokalnym rynku) i lokalni wytwórcy, którzy przegrali grę konkurencyjną. Droższa energia dla odbiorców na rynku wewnętrznym to powód, dla którego stolice, gdzie rachunki są tradycyjnie najniższe, delikatnie mówiąc, nie są entuzjastami rozbudowy infrastruktury transgranicznej. Ten czynnik stał również m.in. za anulowaniem przez Szwedów w zeszłym roku projektu kolejnego "mostu" energetycznego łączącego ich kraj z Niemcami.

W przypadku Polski, gdzie przeciętne ceny na rynku są wyższe niż w krajach ościennych, odbiorcy zazwyczaj zyskują na wymianie, ale jak zauważa osoba zbliżona do operatora, jest to efekt doraźny, a niepewne dostawy z zewnątrz nie stanowią alternatywy dla lokalnych źródeł mocy. Wpływ na ceny ma z kolei swoje granice: w pewnym momencie wpływ zdolności importowych na ceny się "wypłaszcza", a problemy dla operatora i odbiorców rosną. A sama budowa nowych połączeń, za pośrednictwem opłat sieciowych, też podnosi rachunki. – Mam wrażenie, że sieci i interkonektory to prosta odpowiedź na trudne pytanie i wymówka dla decydentów – mówi nasz rozmówca.

Nieoczywiste korzyści z inwestycji. Bezpieczeństwo wymaga dowodu

W sens nowych połączeń transgranicznych wątpi też Marcin Izdebski z Centrum Strategii Rozwojowych. – Każda inwestycja w nowe interkonektory powinna mieć za sobą mocne argumenty techniczne i ekonomiczne. Mówimy o infrastrukturze wartej miliardy złotych (po obu stronach granicy), bo ewentualną dodatkową moc z importu trzeba potem rozprowadzić po kraju. A potem ponosić koszty jej utrzymania. Pamiętajmy, że na rozwój sieci już i tak planujemy wydać setki miliardów złotych – mówi DGP.

Ekspert Fundacji CSR przyznaje, że sam nie jest przekonany, że tego typu projekty mogą znacząco zmienić poziom bezpieczeństwa dostaw w Polsce. Jak podkreśla, zdecydowana większość przepływów międzysystemowych w UE ma miejsce poza okresami największego „głodu” w systemie. – Wynika to z faktu, że wszystkie państwa europejskie mają deficyty mocy sterowalnych i coraz mocniej polegają na źródłach wiatrowych i słonecznych. W regionie mamy podobne warunki pogodowe, a więc nadwyżki i niedobory mocy występują w podobnym czasie. Wyjątkiem są sytuacje, kiedy przez Europę przechodzą znaczące fronty atmosferyczne i pojawiają się znaczące różnice w potencjale OZE – wyjaśnia. Zdaniem Izdebskiego argumentu za rozbudową interkonektorów nie stanowi też ryzyko blackoutu. Wystarczającym zabezpieczeniem z tego punktu widzenia – uważa – jest stosowana przez PSE reguła "n-1", zgodnie z którą ciągłość funkcjonowania systemu musi być zagwarantowana w przypadku wystąpienia dowolnej awarii pojedynczej jego części (bloku energetycznego, rozdzielni czy linii przesyłowej).

Z punktu widzenia bezpieczeństwa nowe połączenia mogą sytuację w systemie wręcz skomplikować. Jednym z zagrożeń, na które wskazuje nasz rozmówca, jest powrót tzw. przepływów kołowych, czyli niekontrolowanego tranzytu nadwyżek energii ze źródeł odnawialnych (wynikającego z różnic napięć), np. z Niemiec, przez Polskę, do krajów południa Europy. – Takie przepływy w minionych latach mocno obciążały naszą sieć, a ich redukcja wymagała znaczących inwestycji – podkreśla Izdebski.

– W mojej ocenie kluczowa z punktu widzenia systemu jest wzmocnienie najsłabszych punktów naszej sieci, jednak możliwość ich identyfikacji mają tylko te nieliczne osoby i podmioty, które dysponują szczegółowymi danymi o rozpływach mocy. Nie sądzę, aby bez niej można było stwierdzić, że to akurat interkonektory, a nie jakiś fragment linii wewnątrz kraju powinien stanowić priorytet inwestycyjny – dodaje.

Import zamiast energii z węgla?

Tez raportu broni Paweł Czyżak. O ile skutki ekonomiczne połączeń są, według niego, trudniejsze do oceny niż "bezsprzeczne korzyści" związane z bezpieczeństwem, to akurat Polska jest jednym z krajów, które w największym stopniu skorzystają na głębszej integracji rynków. – W naszym przypadku sytuacja jest dość prosta: im większy import, tym niższe ceny. Przynajmniej dopóki mamy w miksie dużo węgla – twierdzi. Ekspert Ember stoi też na stanowisku, że w takim stopniu, w jakim jest to możliwe, źródła węglowe powinniśmy, w interesie odbiorców, zastępować importem. Moce konwencjonalne powinny zaś, jego zdaniem, działać tylko w szczytach zapotrzebowania na energię. Ich finansowanie pochodzić musi z innych źródeł niż sprzedaż energii, np. z rynku mocy.

Czyżak zapewnia także, że Polska jest bardzo daleko od sytuacji, w której import groziłby nadmiernym osłabieniem krajowych wytwórców. – Przecież mówimy nadal o pojedynczych gigawatach mocy, w porównaniu do 20-25 GW szczytowego zapotrzebowania obecnie, a w przyszłości zapewne jeszcze wyższego – dodaje.

Sens rozwijania połączeń międzysystemowych widzi też Piotr Arak, główny ekonomista VeloBanku. – Według danych PSE, już w najbliższych latach Polska stanie przed luką mocy sięgającą nawet 8 GW – a to oznacza konkretne zagrożenia dla stabilności systemu. Budowa nowych źródeł – głównie OZE i jednostek gazowych – nie nadąża za tempem wycofywania starych bloków węglowych. W tym kontekście interkonektory elektroenergetyczne nie są „ekspozycją na import”, lecz buforem bezpieczeństwa w okresie przejściowym, zanim zdolności krajowe zrównoważą się z popytem – ocenia ekspert. Zauważa też, że Polska odniosła już znaczące korzyści strategiczne z rozbudowy połączeń gazowych, stając się hubem dostawczym dla regionu, a polskie interkonektory są istotnym czynnikiem pogłębiającym integrację energetyczną z Europą krajów bałtyckich i Ukrainy.

Paweł Czyżak prognozuje jednocześnie, że na poziomie regulacji w UE dojdzie do korekt, które przyczynią się do ograniczenia wahań cenowych, czyli tego czynnika, który jest obecnie źródłem obaw przed dalszą integracją. – Rośnie świadomość tego, że do funkcjonowania systemu energetycznego konieczne są liczne rynki – rynki mocy, albo podobne mechanizmy finansowania jednostek szczytowych, rynki usług systemowych, np. inercji, czy rynki wspierające elastyczność systemu – czyli jakiś sposób wynagradzania konsumentów za przesuwanie zapotrzebowania w czasie. Powinno to wygładzić "piki" cenowe, ale też zapobiec wahaniom napięcia – ocenia.