13 mld PLN inwestycji w sieci elektroenergetyczne

„Jesteśmy w trakcie największego programu rozwoju infrastruktury elektroenergetycznej w historii Spółki. W naszym portfelu znajduje się ponad 140 projektów inwestycyjnych na różnym etapie rozwoju. (…) Łączny koszt inwestycji przewidzianych do realizacji w latach 2016 - 2025 to 13 mld złotych”- mówi w rozmowie z „Wi” Eryk Kłossowski, prezes Zarządu Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A. Zdaniem szefa PSE, dyskusja w Unii Europejskiej koncentruje się głównie na produkcji energii, omija natomiast często kwestię sposobów i kosztów jej transportu. Jak wyjaśnia Eryk Kłossowski, przejście z europejskiego modelu rynków strefowych na rynek węzłowy, funkcjonujący przykładowo w USA, rozwiązałoby z dużym prawdopodobieństwem problem ze zjawiskiem blackoutu.

25
11 min

Magdalena Semeniuk

GoBusiness

Dzisiejszy rynek energii jest nieefektywny i jeśli nie chcemy niestabilności systemów elektroenergetycznych i rosnących kosztów dla odbiorców końcowych, trzeba zmienić jego kształt – wynika z aktualnego raportu Polskich Sieci Energetycznych. Jaka jest Pana zdaniem recepta na europejskie wyzwania?


Podjęliśmy ważną  próbę zdiagnozowania europejskiego rynku energii elektrycznej, zarówno w  świetle stojących przed nim wyzwań technologicznych, jak i ograniczeń, które wynikają nie  tylko z praw fizyki, ale również z powodu wprowadzania czy forsowania regulacji nie  uwzgledniających tych praw. Zmian wymaga przede wszystkim nieefektywna metoda organizacji transgranicznego obrotu energią elektryczną, wedle której obrót energią elektryczną na europejskich rynkach hurtowych odbywa się tak, jak gdyby nie istniały żadne ograniczenia fizyczne w dostawach tej energii. W rezultacie dochodzi do zatorów na dużą skalę, zwłaszcza pomiędzy strefami. Nie wycenia się też rzeczywistego kosztu jej dostaw, zwłaszcza że niewłaściwie zdefiniowane obszary rynkowe potęgują zjawisko przepływów nieplanowych, których koszty ponoszone są przez operatorów systemów przesyłowych. Koszty te znajdują odzwierciedlenie w taryfie, a ostatecznie – w rachunku płaconym przez każdego odbiorcę energii. Pokuszę się wręcz o tezę, że mamy do czynienia z prywatyzacją zysków i socjalizacją strat.

Ponadto, istniejąca struktura sieci nie jest dostosowana do zmieniającej się dynamiki relacji podaży i popytu, wytwarzania i odbioru. Rozwój technologii nie tylko po stronie wytwarzania, ale również po stronie konsumpcji i zarządzania konsumpcją powoduje, że narasta poziom nieprzewidywalności w sieci. To powoduje także wzrost kosztów eksploatacji całego systemu.

Głównym problemem, który identyfikujemy jest fakt, że w Europie mamy do czynienia z  rynkiem strefowym. Mamy duże strefy, zazwyczaj takiej wielkości, jak państwa członkowskie, połączone i działające na miedzianej płycie i przy założeniu, że transakcje zawierane w ramach tych stref są bez kosztowe i bezproblemowe. Taka konstrukcja nie odpowiada rzeczywistości, szczególnie wobec współczesnego szybkiego rozwoju technologii. Tymczasem dyskusja w Unii Europejskiej jest mocno skoncentrowana na sposobach produkcji energii, natomiast nie  dyskutuje się o sposobach i kosztach jej transportu. Handel energią elektryczną musi być oparty o prawa fizyki i uwzględniać zdolności przesyłowe linii.

Przedstawiając naszą diagnozę liczę, że przyczyni się ona do głębszej refleksji i szerokiej dyskusji o przyszłości i docelowym modelu europejskiego rynku energii elektrycznej. Jesienią planujemy zaprezentować drugą część naszej analizy, odpowiadającą szczegółowo na pytanie, jak usprawnić europejski rynek energii elektrycznej i przygotować go na zbliżającą się wielkimi krokami rewolucję prosumencką i technologiczne zmiany. Zarysujemy zarys koncepcji rynku, która odpowiada na wskazane w diagnozie nowe wyzwania: rynku efektywnego, bezpiecznego, transparentnego i dającego kompatybilne bodźce cenowe i inwestycyjne. Uważamy, że taką możliwość daje podział rynku na jak najmniejsze obszary (węzły) z własną, lokalizacyjną ceną. Musimy włączyć wszystkich uczestników tego rynku w dbanie o stabilność systemu elektroenergetycznego – najlepiej przez ekspozycję na sygnały cenowe. Takie podejście zapewni, że nowe możliwości technologiczne oraz wynikające z nich możliwości biznesowe zostaną wykorzystane do optymalizacji kosztów dostaw energii do odbiorców, bez  negatywnych skutków dla bezpieczeństwa pracy systemu. Ten model rynku technicznego, opartego o ceny węzłowe z powodzeniem funkcjonuje w Stanach Zjednoczonych. Dzięki przejściu z rynków strefowych na rynek węzłowy wyzbyto się tam kłopotów z powtarzającym się zjawiskiem blackoutu. Ponadto model węzłowy ogranicza przepływy kołowe, ponieważ daje sygnał cenowy do tego, który ten przepływ generuje i musi on za to zapłacić. Zatem zmiana jest konieczna, abyśmy mogli cieszyć się bezpiecznymi dostawami energii. Trendów nie da się zatrzymać. Nie należy też im przeciwstawiać, zwłaszcza jeśli mają uzasadnienie biznesowe, jak rozwój prosumenckich źródeł opartych o odnawialne zasoby. Trzeba się tylko na nie właściwie przygotować.

Rozwój elektromobilności wymusza zmianę na rynku energii. Jakie zmiany muszą zostać dokonane i kiedy Pana zdaniem po Polsce będzie można się bezproblemowo poruszać samochodami elektrycznymi?

To zależy od wielu czynników: rozbudowy sieci ładowarek, kosztów produkcji i eksploatacji tych aut, czy też poziomu zamożności Polaków i ewentualnego systemu wsparcia. Niemniej, należy przygotować się na coraz większą liczbę samochodów elektrycznych na polskich drogach. Pracujemy nad rozpoznaniem wpływu rozwoju elektromobilności na funkcjonowanie Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.  Obecnie prowadzone są analizy wpływu rozwoju rynku pojazdów samochodowych z napędem elektrycznym na zapotrzebowanie na moc i  energię elektryczną. Z punktu widzenia operatora systemu przesyłowego i odpowiedzialności w zakresie bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego, istotną kwestią będzie, w  której porze doby będą ładowane samochody. Dla bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego korzystna jest sytuacja, w której jak największą liczbę takich aut ładuje się poza godzinami szczytowego zapotrzebowania na moc – najlepiej w dolinie zapotrzebowania. Potrzeba zatem mechanizmów stymulujących proces ładowania pojazdów, w taki sposób, aby przy maksymalizacji użyteczności dla użytkowników aut elektrycznych, zapewnić optymalny przebieg krzywej zapotrzebowania na moc generowanego przez pojazdy elektryczne tj. zmniejszenie różnicy pomiędzy maksymalnym, a minimalnym zapotrzebowaniem w ciągu doby (łagodzenie dolin nocnych). Rozwiązaniem byłyby wyraźne zróżnicowanie stawki opłat za energię elektryczną w  zależności od szczytu i doliny obciążenia KSE, czyli system taryf dla energii elektrycznej dedykowanych stricte pojazdom elektrycznym). To niewątpliwie miałoby wpływ na godziny ładowania samochodów prywatnych, a dodatkowo zwiększyłoby możliwość świadomego sterowania popytem na energię elektryczną.

Poza potencjalnymi wyzwaniami, w ślad za rozwojem rynku samochodów elektrycznych i  zapotrzebowania na ładowanie baterii tych samochodów, należy upatrywać również szansy rozwoju nowego sektora usług, takich jak możliwość elastycznego zarządzania popytem, świadczenia usług systemowych przez podmioty agregujące, między innymi punkty ładowania samochodów elektrycznych, które mogą również stanowić rezerwowe źródło zasilana sieci najniższych napięć w przypadku wystąpienia awarii pracy sieci dystrybucyjnych. Rozwój elektromobilności, może także spowodować bardziej dynamiczny rozwój sektora magazynowania energii. Magazyny energii, jako bufory między punktami ładowania a siecią,  będą miały wpływ na zmniejszenie kosztownej modernizacji sieci elektroenergetycznej wynikającej z konieczności budowy szybkich punktów ładowania.

Niemniej, konieczne będzie poniesienie dodatkowych kosztów związanych z rozbudową sieci elektroenergetycznej, zwłaszcza dystrybucyjnej, w celu stworzenia warunków zapewniających swobodny rozwój sieci stacji ładowania pojazdów elektrycznych zarówno w miastach, jak i przy największych trasach komunikacyjnych.

Ministerstwo Energii zapowiada tworzenie systemu wsparcia dla farm morskich. Jakie będą rekomendacje PSE? Czy już trwają rozmowy o tych projektach?

Prace nad dedykowanymi rozwiązaniami dla wiatraków na Bałtyku muszą w szczególności objąć mechanizm przydzielania mocy przyłączeniowych. Dzisiejsza zasada „kto pierwszy, ten lepszy” nie sprawdza się, gdyż nie gwarantuje efektywnej alokacji zdolności przyłączeniowych. Jednak jeszcze za wcześnie na określanie nowych kryteriów dla projektów starających się o  moce przyłączeniowe.

Z kolei system wsparcia dla wyprowadzenia mocy z tych farm powinien zależeć od poziomu zdolności wytwórczych, jakie zdecydujemy się rozwijać na Bałtyku. Jeśli mielibyśmy pozostać przy obecnych 2-4 GW, to koszty położenia kabla powinien wziąć na siebie deweloper stawiający farmę na morzu. Dopiero po oddaniu inwestycji do użytku, przy wsparciu regulatora, mógłby on poszukać inwestora finansowego, który odkupiłby infrastrukturę. Tak działa to  w  Wielkiej Brytanii. Z kolei w Niemczech, to operator buduje sieć przesyłową i bierze na  siebie pełny koszt inwestycji. W przypadku operatora we wschodnich landach – 50 Hertz, średnioroczny budżet nakładów inwestycyjnych na morską sieć jest wyższy aniżeli inwestycje związane z liniami na lądzie.

Za modelem stosowanym przez 50 Hertz będziemy się opowiadać jeśli inwestorzy potwierdzą chęć budowy 8-10 GW na Bałtyku. Wtedy zasadnym będzie przyłączanie farm do sieci oczkowej budowanej na morzu, gdyż da to pewność wyprowadzenia mocy adekwatną do poziomu zdolności wytwórczych. Istotną przesłanką budowy takiej sieci będzie również rozbudowa interkonektorów łączących Polskę z systemami innych europejskich krajów. W naszych planach rozpatrujemy dziś dodatkowe trzy połączenia, tj. z Danią, Szwecją i Litwą via Władysławowo-Kłajpeda – każdy o mocy do 1 tys. MW, analizując wpływ takich inwestycji na rynek oraz przyszłą taryfę przesyłową. Analizy techniczno-ekonomiczne są prowadzone na forum operatorów systemów w ramach oceny różnych scenariuszy rozwoju systemu europejskiego. Bardzo wstępne rozmowy o nowych połączeniach z tymi trzema krajami toczą się również na poziomie rządów. Wiele zależy od decyzji politycznych.

Polski rząd forsuje powstanie elektrowni atomowej. Pojawiają się jednak różne opinie na ten temat. Jak Pan ocenia szanse na rozpoczęcia projektu elektrowni jądrowej w  naszym kraju w najbliższych latach?

 Osobiście jestem zwolennikiem energetyki jądrowej i chętnie widziałbym takie źródło wytwórcze w naszym systemie. Niestety, branża jądrowa zdaje się przeżywać regres. W Europie nie powstają nowe projekty jądrowe, a te w toku – są opóźnione. Nie jest to zatem projekt łatwy, zarówno ze względu na koszty, a także przyzwolenie społeczne. Dlatego też, co do realistycznej oceny szans, to jestem jednak, eufemistycznie rzecz ujmując, bardzo umiarkowanym optymistą. Być może trzeba poczekać na oswojenie technologii HTR. Mogę jedynie zapewnić, że jeśli elektrownia jądrowa powstanie, to zgodnie z naszym obowiązkiem ustawowym, zapewnimy przyłączenie i  wyprowadzenie mocy z tej elektrowni.

Zarówno elektrownia atomowa jak i planowany rozwój morskiej energetyki wiatrowej wymaga rozbudowy sieci przesyłowej. Jak planują Państwo inwestycje sieciowe, aby  wyprodukowana moc mogła dotrzeć do odbiorców? Który z tych dwóch projektów jest dla PSE trudniejszy i wymaga więcej czasu?

 Inwestycje w sieć są potrzebne, by dokonać skoku naprzód. Już dziś w kierunkach rozwoju sieci zakładamy jej wzmocnienie tak, by docelowo mogła przyjąć nawet 8 GW z farm morskich, a  także ok. 3,9 GW z elektrowni jądrowej. Chodzi głównie o przebudowę linii jednotorowych na dwutorowe, a także budowę napowietrznej szyny stałoprądowej o mocy ok. 2,5 GW, biegnącej od Bałtyku do środkowej części Polski. Ta inwestycja ma wspierać rosnące zapotrzebowanie na energię na terenach między Łodzią i Warszawą, w tym Centralny Port Komunikacyjny i znajdującą się w jego okolicach dzielnicę biurowo-magazynowo-przemysłową. Jednocześnie, potrzebujemy wzmocnić połączenia między centralną i  południową częścią Polski, by utrzymać obecną, wysoką pewność wyprowadzenia mocy z  elektrowni na południu kraju, np. Elektrowni Opole.

Odnośnie elektrowni atomowej – realizacja tej inwestycji zależy od rządu. W kierunkach rozwoju sieci określiliśmy niezbędne  inwestycje sieciowe dla przyłączenia 8 GW morskich farm wiatrowych oraz elektrowni jądrowej składającej się z trzech bloków po 1,3 tys. MW każdy.

Są Państwo operatorem elektroenergetycznego systemu przesyłowego w Polsce, właścicielem ponad 14 000 km linii oraz ponad 100 stacji elektroenergetycznych najwyższych napięć. Na jakich projektach się Państwo teraz koncentrują? Jakie inwestycje mają największy priorytet?

Jesteśmy w trakcie największego programu rozwoju infrastruktury elektroenergetycznej w  historii Spółki. W naszym portfelu znajduje się ponad 140 projektów inwestycyjnych na  różnym etapie rozwoju. Głównie związane są one z budową nowych oraz rozbudową istniejących linii do parametrów 400 kV, a także rozbudową stacji elektroenergetycznych zdolnych obsłużyć najwyższe napięcia. Łączny koszt inwestycji przewidzianych do realizacji w  latach 2016 – 2025  to 13 mld złotych.

Uwzględniając różne możliwości rozwoju jednostek konwencjonalnych i OZE oraz różne tempo przyrostu zapotrzebowania na moc i energię w kraju, przeanalizowaliśmy kilkanaście scenariuszy, w których identyfikowane były potrzeby inwestycyjne. Zamierzenia, które powtarzały się w poszczególnych scenariuszach stanowią podstawę do ich realizacji. Inwestycje rzadziej identyfikowane, pomimo że zostały ujęte w planie rozwoju sieci przesyłowej, będą podlegały weryfikacji przy kolejnych aktualizacjach planu. W wielu przypadkach potrzeba realizacji inwestycji może wynikać z planów innych instytucji planujących przyłączenie do sieci przesyłowej (źródła, odbiorcy). Zaniechanie przez nich inwestycji może mieć wpływ na nasze plany rozwojowe.

Obecnie, jednymi z kluczowych przedsięwzięć są projekty zabezpieczające dostawy energii elektrycznej w centralnej Polsce. Prowadzimy inwestycje związane z rozbudową sieci przesyłowej pomiędzy aglomeracją warszawską a Siedlcami oraz przygotowujemy się do  modernizacji linii z Kozienic do stacji w Miłosnej pod Warszawą. Poprzez budowę linii 400  kV z Ostrołęki do Stanisławowa pod Warszawą wzmacniamy także tor przesyłu energii do  północno-wschodniej Polski, gdzie dotychczas takiej infrastruktury nie było, co stanowiło duże zagrożenie dla bezpieczeństwa energetycznego regionu.

Warto zauważyć, że PSE są jedyną firmą w Europie, która na taką skalę buduje nowe linie przesyłowe. Na zachodzie kontynentu sieć przesyłowa osiągnęła już niemal swój docelowy kształt i jest znacznie bardziej gęsta. Ma to dobre strony, bowiem korzystamy z coraz lepszych rozwiązań i technologii, co czyni nasze linie bardziej nowoczesnymi.