Prenumerata 2018 ju˜ż w sprzedża˜y - SPRAWD˜!

Wywiady

Eryk Kłossowski: Pršd z Władysławowa do Kłajpedy

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

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

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

Nawet przy tak niekorzystnych dla rodzimych wytwórców rozwišzaniach rynek mocy jest potrzebny. Nie możemy z niego zrezygnować z uwagi na trudnš sytuację bilansowš, którš prognozujemy na lata przyszłe.

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

Jak wyglšda 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 mogš przynieœć póŸniejsze lata. W 2019 r. skończš się derogacje dla bloków o mocy 160 MW i 200 MW. Trzeba też będzie odstawić częœć 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 odbijš się na bilansie Polski po roku 2020. Wówczas znacznie wzroœnie ryzyko niedoboru niezbędnych dla bezpiecznej pracy rezerw mocy, a nawet utraty możliwoœci 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 połšczenie z Litwš. Na Ukrainę raczej liczyć nie możemy. Po wprowadzeniu tam ostatnio energetycznego stanu wyjštkowego niewykluczone, że Ukraina sama będzie potrzebowała pomocy.

Spodziewacie się licznych awarii po wejœciu do systemu pierwszej dużej jednostki w Kozienicach? Pomijajšc sygnalizowane w Kozienicach opóŸnienie, to zarzšdzanie tak dużymi blokami zapewne będzie dużym wyzwaniem dla PSE.

Nie spodziewamy się takich awarii, ale się z nimi liczymy. Doœwiadczenia niemieckie pokazujš, że  jednostki na parametry nadkrytyczne wymagajš szczególnych warunków pracy. Musimy sprawdzić,  czy bloki o mocy 1 tys. MW okażš 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 wystarczajšcej regulacyjnoœci, co będzie dużym wyzwaniem dla operatora systemu przesyłowego. W systemie mamy 6 tys. MW niestabilnych mocy wiatrowych, które wypychajš jednostki konwencjonalne z rynku. Idealnš sytuacjš byłoby wiec, gdyby te ostatnie mogły pracować w zakresie 4-6 tys. godzin w roku. To tzw. zakres podszczytowy, na  którym wytwórcy zarabiajš dziœ najwięcej. Praca w podstawie systemu stanowi obecnie znikomy wycinek energetycznego tortu. A dziœ, dla wielu jednostek węglowych, zaniżenie produkcji nawet do 6  tys. godzin w roku jest sporym wyzwaniem.

Po co w takim razie budować tak dużš jednostkę w Ostrołęce? Pracujšce bloki i tak nie sš wykorzystywane w pełni.

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

Dziœ 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 działajšcego mostu LitPol Link a potem budowy drugiej linii zwiększajšcej przepustowoœć do 2 tys. MW?

Nie ma sensu rozbudowywać wstawki na obecnym połšczeniu stałopršdowym do poziomu 1 tys. MW, jeœli zamierzamy dokonać synchronizacji. Brak drugiej linii nie jest przeszkodš do przeprowadzenia synchronizacji, ale połšczenie 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 zasadnoœć budowy drugiego połšczenia przemiennopršdowego między Polskš i Litwš. Jeœli nawet już w 2017 r. oba kraje przyjęłyby wskazanš formułę za podstawę realizacji inwestycji, to nie zakończyłaby się ona wczeœniej niż przed 2024 r.

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

Czy sš już rozmowy na temat wspólnego rynku mocy?

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

Jakie będš korzyœci?

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 moglibyœmy równoważyć pracę niestabilnych Ÿródeł odnawialnych.

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

Myœlę tu o budowie tym razem podmorskiego połšczenia między Władysławowem i Kłajpedš w celu nie tylko przesyłania energii między krajami, ale też odbioru pršdu 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  œrodki z funduszu Junkera lub Connecting Europe Facility.

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

Ta koncepcja mogłaby zyskać uznanie w oczach KE, zwłaszcza, że Duńczycy i Niemcy realizujš podobny pomysł interkonektora łšczšcego kraje i farmy morskie. Nasi wytwórcy posiadajšcy te  projekty na pewno się ucieszš. Tyle, że minister energii nie jest zwolennikiem wiatru, także tego z bałtyckich farm. Uważa, że wydatek PSE na podłšczanie 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 powinniœmy wiec dyskwalifikować wiatru z morza.

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

Jestem przekonany, że w przypadku połšczeń podmorskich wyzwań œrodowiskowych będzie mniej niż  przy liniach napowietrznych.

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

Prowadzenie dialogu ze wszystkimi interesariuszami, w tym z właœcicielami nieruchomoœci leżšcych pod liniš elektroenergetycznej, nie sprowadzi się tylko do wyższych kosztów. Należy pamiętać, że  dotychczasowe nieudane projekty gubił zbyt napięty budżet. Dlatego koszty wszystkich inwestycji wzrosnš, także tej dotyczšcej linii z Kozienic. Trudno powiedzieć o ile. Tu żadnym benchmarkiem nie jest wartoœć rozwišzanej umowy z konsorcjum ZUE i Dalekovod. Trzeba przede wszystkim uwzględniać aktualne, rynkowe ceny nieruchomoœci.

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

Co się dzieje w inwestycji Kozienice–Ołtarzew?

Prowadzimy pogłębione studium wykonalnoœci i szukamy najlepszego wariantu niezawodnego wyprowadzenia mocy z Kozienic. Planujemy, że w I połowie 2018 roku dokonamy wstępnej oceny wyników analizy możliwoœci wykonania połšczenia Elektrowni Kozienice ze stacjš elektroenergetycznš w Ołtarzewie, a następnie - w II połowie 2018 r. - przeprowadzimy konsultacje społeczne i wybierzemy optymalny wariant połšczenia. Docelowe rozwišzanie powinno zaczšć 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 Warszawš.

PSE pracuje też nad reformš rynku bilansujšcego. Jak idš prace?

Niebawem będziemy gotowi do zaprezentowania gotowych reform rynku. Pracujemy nad kompleksowym rozwišzaniem informatycznym, którego sercem będzie pełny model sieci, służšcy do  zarzšdzania rynkiem bilansujšcym.

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

Na północy na pewno obroniš się jednostki, charakteryzujšce się szybkimi rampami i niskimi minimami technicznymi, które można będzie podnieœć ze stanu zimnego w pół godziny. Można powiedzieć wprost, że zmieszczš się tam niewielkie jednostki na gaz. Zwłaszcza, że wiatraków może jeszcze przybywać i trzeba je czymœ 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 nowš architekturš rynku opartego o tzw. ceny węzłowe?

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

Nie jesteœmy zwolennikami lansowanych w pakiecie modeli strefowych. To œlepa uliczka, podobnie jak sprowadzanie operatora systemu do roli strażnika sieci elektroenergetycznej, absolutnie nieskutecznego i niepodejmujšcego optymalnych decyzji. Takš rolę miałoby PSE po wprowadzeniu Regionalnych Centrów Operacyjnych (ROC). One wyręczałyby operatora krajowego w takich procesach, jak analizy wystarczalnoœci mocy czy pozyskiwanie rezerw. Byłoby to rozwišzanie nie tylko droższe dla naszych odbiorców, ale też stanowišce 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 odłšczania odbiorców w  przypadku deficytu mocy. To zupełnie inny paradygmat podejœcia do pracy sieci i  bezpieczeństwa dostaw.

Według nas, dla zmniejszenia kosztów wystarczyłaby koordynacja pracy w regionie, a nie zarzšdzanie odgórne. Już dziœ koordynujemy proces rozwišzywania problemów na granicach. Jeœli do tego uda nam się porozumieć co do metodologii stosowania œrodków zaradczych i co do dzielenia się ich kosztami, to  w  zupełnoœci wystarczy. Idealnie byłoby jeszcze ustalić metodologię korzystania z przesuwników fazowych (czyli urzšdzeń ograniczajšcych niegrafikowe przepływy na granicach –red.).

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

To nastšpi 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 zrzeszajšcej europejskich regulatorów) w sprawie rozdzielenia wspólnej austriacko-niemieckiej strefy cenowej. Sprzeciw Austrii może opóŸnić procedurę na długi okres. Nie da się narzucić metody flow based w regionie, jeœli ktoœ nie chce jej wdrożyć.

Czyli jednak montaż urzšdzenia blokujšcego na połšczeniu z Niemcami Krajnik-Vierraden może być wczeœniej?

Zobaczymy. Na razie niemiecki harmonogram mówi o połowie 2018 r., ale mogš wystšpić problemy œrodowiskowe w zwišzku z budowš potrzebnej do tego linii po stronie niemieckiej.

CV

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

ródło: Rzeczpospolita

WIDEO KOMENTARZ

REDAKCJA POLECA

NAJNOWSZE Z RP.PL