Eryk Kłossowski: Prąd z Władysławowa do Kłajpedy

aktualizacja: 12.03.2017, 21:27
Foto: Rzeczpospolita

Rozmowy o wspólnym rynku mocy Polski i krajów bałtyckich są na bardzo wstępnym etapie. Trzeba się zastanowić nad synergiami – mówi Eryk Kłossowski, prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych Anecie Wieczerzak-Krusińskiej.

REDAKCJA POLECA
15.03.2017
ME: Atom lepszy od wiatraków na morzu
Kariera.pl
Kiedy mam prawo do pierwszego urlopu?
kancelarierp.pl
Stwórz swoją umowę - szybko i profesjonalnie!

Uwarunkowania projektu tzw. pakietu zimowego wykluczają wsparcie bloków węglowych w ramach rynku mocy. Czy polski projekt ustawy będzie musiał ewoluować, a jeśli tak, to w jakim kierunku, czy może w ogóle go nie będzie?

Jako operator systemu przesyłowego zachowujemy neutralność wobec technologii wytwarzania energii elektrycznej. Stąd do warunku 550 g emisji CO2/kWh podchodzimy ze spokojem. Jednak, tak skonstruowany rynek mocy nie stwarzałby możliwości budowy nowych źródeł węglowych, a może nawet nie pozwoliłby na  modernizację ponad 40 istniejących bloków węglowych o mocy 200 MW.

Nawet przy tak niekorzystnych dla rodzimych wytwórców rozwiązaniach rynek mocy jest potrzebny. Nie możemy z niego zrezygnować z uwagi na trudną sytuację bilansową, którą prognozujemy na lata przyszłe.

Liczę, że rząd będzie walczyć o eliminację kryterium emisyjności. W przypadku porażki, rynek mocy w jakiejkolwiek postaci będzie nam i tak potrzebny, nawet, jeśli miałby służyć tylko sfinansowaniu mocy gazowych czy generatorów diesla.

Jak wygląda sytuacja bilansowa Polski?

Już przyszły rok będzie trudny, ale poradzimy sobie ze względu na oddanie do użytku 3 tys. MW w  Kozienicach i Opolu. Prawdziwy kryzys mogą przynieść późniejsze lata. W 2019 r. skończą się derogacje dla bloków o mocy 160 MW i 200 MW. Trzeba też będzie odstawić część jednostek ze względu na wiek i zły stan techniczny. Pojawi się luka generacyjna. Zaniechania minionych lat, kiedy nie budowano i nie modernizowano mocy wytwórczych najmocniej odbiją się na bilansie Polski po roku 2020. Wówczas znacznie wzrośnie ryzyko niedoboru niezbędnych dla bezpiecznej pracy rezerw mocy, a nawet utraty możliwości pokrycia zapotrzebowania krajowych odbiorców.

Co wtedy?

Mamy nadzieję, że uda się zmodernizować przynajmniej kilka bloków 200 MW. Będziemy też przygotowani na zwiększenie importu zarówno ze Szwecji, jak i poprzez połączenie z Litwą. Na Ukrainę raczej liczyć nie możemy. Po wprowadzeniu tam ostatnio energetycznego stanu wyjątkowego niewykluczone, że Ukraina sama będzie potrzebowała pomocy.

Spodziewacie się licznych awarii po wejściu do systemu pierwszej dużej jednostki w Kozienicach? Pomijając sygnalizowane w Kozienicach opóźnienie, to zarządzanie tak dużymi blokami zapewne będzie dużym wyzwaniem dla PSE.

Nie spodziewamy się takich awarii, ale się z nimi liczymy. Doświadczenia niemieckie pokazują, że  jednostki na parametry nadkrytyczne wymagają szczególnych warunków pracy. Musimy sprawdzić,  czy bloki o mocy 1 tys. MW okażą się na tyle elastyczne, by w nocy mogły pracować bez uszczerbku na minimum technicznym.

W praktyce może okazać się, że taki nowy blok nie oferuje wystarczającej regulacyjności, co będzie dużym wyzwaniem dla operatora systemu przesyłowego. W systemie mamy 6 tys. MW niestabilnych mocy wiatrowych, które wypychają jednostki konwencjonalne z rynku. Idealną sytuacją byłoby wiec, gdyby te ostatnie mogły pracować w zakresie 4-6 tys. godzin w roku. To tzw. zakres podszczytowy, na  którym wytwórcy zarabiają dziś najwięcej. Praca w podstawie systemu stanowi obecnie znikomy wycinek energetycznego tortu. A dziś, dla wielu jednostek węglowych, zaniżenie produkcji nawet do 6  tys. godzin w roku jest sporym wyzwaniem.

Po co w takim razie budować tak dużą jednostkę w Ostrołęce? Pracujące bloki i tak nie są wykorzystywane w pełni.

Wbrew pozorom blok na 1 tys. MW w tym miejscu obroni się, o ile będzie oferował odpowiednią elastyczność. Jeśli nastąpi synchronizacja systemu polskiego i krajów bałtyckich, to można się spodziewać, że Ostrołęka C będzie pracować w dużej mierze dla zapewnienia dostaw na Litwę.

Dziś każda decyzja inwestycyjna jest racjonalna, bo służy odbudowie bilansu w polskim systemie i  uniknięciu kłopotów po 2020 r.

Czyli jest już harmonogram rozszerzenia mocy do 1 tys. MW działającego mostu LitPol Link a potem budowy drugiej linii zwiększającej przepustowość do 2 tys. MW?

Nie ma sensu rozbudowywać wstawki na obecnym połączeniu stałoprądowym do poziomu 1 tys. MW, jeśli zamierzamy dokonać synchronizacji. Brak drugiej linii nie jest przeszkodą do przeprowadzenia synchronizacji, ale połączenie synchroniczne oparte o dwie linie dwutorowe będzie bardziej niezawodne.

Wstępnego harmonogramu synchronizacji jeszcze nie ma. Studium wykonane przez Joint Research Centre przy Komisji Europejskiej wykazało zasadność budowy drugiego połączenia przemiennoprądowego między Polską i Litwą. Jeśli nawet już w 2017 r. oba kraje przyjęłyby wskazaną formułę za podstawę realizacji inwestycji, to nie zakończyłaby się ona wcześniej niż przed 2024 r.

Przy takim scenariuszu można się zastanowić nad wspólnym rynkiem mocy dla Polski i krajów bałtyckich. Osobiście byłbym zwolennikiem takiego regionalnego podejścia.

Czy są już rozmowy na temat wspólnego rynku mocy?

One są na bardzo wstępnym etapie. Trzeba zastanowić się nad synergiami, aby przyjęte rozwiązania doprowadziły do efektu win-win dla każdej ze stron.

Jakie będą korzyści?

Dla naszych wytwórców stworzyłoby to szansę do realizowania dostaw energii na Litwę, czy rynki innych krajów bałtyckich. Byłyby to też korzystne z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy naszych systemów, bo łatwiej moglibyśmy równoważyć pracę niestabilnych źródeł odnawialnych.

Prawdopodobnie podejście regionalne do tego tematu byłoby poważnym argumentem przy rozmowach z Brukselą o wprowadzeniu rynku mocy. Pojawiłaby się też szansa na wspólne finansowanie inwestycji, w tym przy budowie kolejnych projektów infrastrukturalnych.

Myślę tu o budowie tym razem podmorskiego połączenia między Władysławowem i Kłajpedą w celu nie tylko przesyłania energii między krajami, ale też odbioru prądu z przyszłych farm wiatrowych na  Bałtyku. Być może udałoby się zachęcić Litwinów do udziału w naszych projektach – zarówno operatora LitGrid do wspólnej budowy kabla i sieci podmorskich (tzw. offshore grid), jak też tamtejszych wytwórców i instytucje do finansowego wsparcia polskich. Można byłoby ubiegać się o  środki z funduszu Junkera lub Connecting Europe Facility.

To jest duży projekt, więc jego przygotowanie wymagałoby kilku lat. Podobnie jak w przypadku drugiego mostu z Litwą, mógłby być ewentualnie realizowany w pierwszej połowie kolejnej dekady.

Ta koncepcja mogłaby zyskać uznanie w oczach KE, zwłaszcza, że Duńczycy i Niemcy realizują podobny pomysł interkonektora łączącego kraje i farmy morskie. Nasi wytwórcy posiadający te  projekty na pewno się ucieszą. Tyle, że minister energii nie jest zwolennikiem wiatru, także tego z bałtyckich farm. Uważa, że wydatek PSE na podłączanie ich byłby zbędny.

Mimo wszystko widzę zalety tej koncepcji, szczególnie, że farmy mogłyby pracować nie tylko dla  naszego systemu. Trzeba też pamiętać o tym, że nasz cel w zakresie energii odnawialnej musimy zrealizować. Nie powinniśmy wiec dyskwalifikować wiatru z morza.

Jesteśmy gotowi na sfinansowanie z własnych środków, przy ewentualnym wsparciu funduszy unijnych, przyłączeń dla projektów morskich PGE i Polenergii, z którymi mamy umowy na przyłączenie. Na razie pogłębionych rozmów z wytwórcami jeszcze nie było. Czekamy na ich decyzje o realizacji inwestycji.

Jestem przekonany, że w przypadku połączeń podmorskich wyzwań środowiskowych będzie mniej niż  przy liniach napowietrznych.

Nowy model prowadzenia inwestycji przez PSE może usprawnić proces, ale też zwiększy budżet. O  ile może wzrosnąć koszt realizacji problematycznej linii Kozienice-Ołtarzew?

Prowadzenie dialogu ze wszystkimi interesariuszami, w tym z właścicielami nieruchomości leżących pod linią elektroenergetycznej, nie sprowadzi się tylko do wyższych kosztów. Należy pamiętać, że  dotychczasowe nieudane projekty gubił zbyt napięty budżet. Dlatego koszty wszystkich inwestycji wzrosną, także tej dotyczącej linii z Kozienic. Trudno powiedzieć o ile. Tu żadnym benchmarkiem nie jest wartość rozwiązanej umowy z konsorcjum ZUE i Dalekovod. Trzeba przede wszystkim uwzględniać aktualne, rynkowe ceny nieruchomości.

Ogólne koszty będziemy starali się obniżać przez realizowanie części zadań we własnym zakresie, co  wpłynie też na poprawienie kontroli nad inwestycją i skrócenie jej harmonogramu. W formule pod klucz będziemy wykonywać tylko zadania realizowane z udziałem funduszy takich jak POIiŚ.

Co się dzieje w inwestycji Kozienice–Ołtarzew?

Prowadzimy pogłębione studium wykonalności i szukamy najlepszego wariantu niezawodnego wyprowadzenia mocy z Kozienic. Planujemy, że w I połowie 2018 roku dokonamy wstępnej oceny wyników analizy możliwości wykonania połączenia Elektrowni Kozienice ze stacją elektroenergetyczną w Ołtarzewie, a następnie - w II połowie 2018 r. - przeprowadzimy konsultacje społeczne i wybierzemy optymalny wariant połączenia. Docelowe rozwiązanie powinno zacząć funkcjonować od 2021 r. Dlatego, po oddaniu nowego bloku w Kozienicach wyprowadzenie mocy z tej elektrowni w pierwszych latach będzie zabezpieczać linia pomiędzy Kozienicami, Siedlcami i Warszawą.

PSE pracuje też nad reformą rynku bilansującego. Jak idą prace?

Niebawem będziemy gotowi do zaprezentowania gotowych reform rynku. Pracujemy nad kompleksowym rozwiązaniem informatycznym, którego sercem będzie pełny model sieci, służący do  zarządzania rynkiem bilansującym.

Model będzie tak skonstruowany, by na zasadach rynkowych zapewniał efektywne wykorzystanie zasobów wytwórczych i DSR, przy uwzględnieniu uwarunkowań pracy sieci.

Na północy na pewno obronią się jednostki, charakteryzujące się szybkimi rampami i niskimi minimami technicznymi, które można będzie podnieść ze stanu zimnego w pół godziny. Można powiedzieć wprost, że zmieszczą się tam niewielkie jednostki na gaz. Zwłaszcza, że wiatraków może jeszcze przybywać i trzeba je czymś bilansować.

Nie oznacza to jednak, że nie ma miejsca także na atom, bo podstawę systemu też trzeba odbudować. Modernizacja bloków 200 MW zapewnić może stabilizację co najwyżej na 15 lat, do 2030 r.

Kiedy przedstawicie rezultaty prac nad nową architekturą rynku opartego o tzw. ceny węzłowe?

Niezależnie od tego, czy pakiet zimowy postawi zaporę dla wprowadzenia cen węzłowych, to my takie rozwiązania wdrożymy dla celów wewnętrznych. Chodzi o to, aby kontrolować koszty rozwoju systemu i dostarczenia energii do wskazanego punktu sieci przesyłowej.

Nie jesteśmy zwolennikami lansowanych w pakiecie modeli strefowych. To ślepa uliczka, podobnie jak sprowadzanie operatora systemu do roli strażnika sieci elektroenergetycznej, absolutnie nieskutecznego i niepodejmującego optymalnych decyzji. Taką rolę miałoby PSE po wprowadzeniu Regionalnych Centrów Operacyjnych (ROC). One wyręczałyby operatora krajowego w takich procesach, jak analizy wystarczalności mocy czy pozyskiwanie rezerw. Byłoby to rozwiązanie nie tylko droższe dla naszych odbiorców, ale też stanowiące zagrożenie dla bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego. Przyjęcie przez ROC perspektywy regionalnej pozwoliłoby na skierowanie rezerw do tego kraju, który jest w stanie zapłacić więcej za uniknięcie odłączania odbiorców w  przypadku deficytu mocy. To zupełnie inny paradygmat podejścia do pracy sieci i  bezpieczeństwa dostaw.

Według nas, dla zmniejszenia kosztów wystarczyłaby koordynacja pracy w regionie, a nie zarządzanie odgórne. Już dziś koordynujemy proces rozwiązywania problemów na granicach. Jeśli do tego uda nam się porozumieć co do metodologii stosowania środków zaradczych i co do dzielenia się ich kosztami, to  w  zupełności wystarczy. Idealnie byłoby jeszcze ustalić metodologię korzystania z przesuwników fazowych (czyli urządzeń ograniczających niegrafikowe przepływy na granicach –red.).

Nasze problemy na granicy niemieckiej, wynikające z niegrafikowych przepływów z tego kraju znikną po wprowadzeniu metody flow based w zakresie alokacji zdolności przesyłowych, przy założeniu prawidłowej konfiguracji stref cenowych..

To nastąpi już niebawem, bo w 2019 r.

Tylko teoretycznie. Ta metoda ma wielu przeciwników w regionie. Operator austriacki i trzy inne podmioty zaskarżyły decyzję ACER (organizacji zrzeszającej europejskich regulatorów) w sprawie rozdzielenia wspólnej austriacko-niemieckiej strefy cenowej. Sprzeciw Austrii może opóźnić procedurę na długi okres. Nie da się narzucić metody flow based w regionie, jeśli ktoś nie chce jej wdrożyć.

Czyli jednak montaż urządzenia blokującego na połączeniu z Niemcami Krajnik-Vierraden może być wcześniej?

Zobaczymy. Na razie niemiecki harmonogram mówi o połowie 2018 r., ale mogą wystąpić problemy środowiskowe w związku z budową potrzebnej do tego linii po stronie niemieckiej.

CV

Eryk Kłossowski jest prezesem PSE od 31 grudnia 2015 r. Wcześniej pracował w kancelariach adwokackich. Był też związany z EY oraz Instytutem Jagiellońskim. Od 2014 r. kierował jako prezes Fundacją Inicjatyw Bezpieczeństwo-Rozwój-Energia. Absolwent Wydziału Prawa i Administracji i Podyplomowego Studium Prawa Własności Intelektualnej na Uniwersytecie Warszawskim.

POLECAMY

KOMENTARZE