Czy operator sieci energetycznychrozpędzi polską transformację? Opinie ekspertów

W ostatnich latach polscy przedsiębiorcy często wskazywali na niską przepustowość sieci energetycznych jako wąskie gardło dla przyśpieszenia inwestycji w OZE. Nowy plan rozwoju Polskich Sieci Energetycznych 2025–2034 zwiastuje wielką szansę na pozytywną zmianę, mimo powolnego procesu uzgodnień strategicznych w ramach rządu. 

W 10-letnim planie rozwoju operator systemu przesyłowego zaplanował konkretne inwestycje, m.in. pod kątem silnej ekspansji OZE i budowy energetyki jądrowej, na które przeznaczy łącznie ponad 64 mld zł. Plan podkreśla także potrzebę pilnych inwestycji w moce dyspozycyjne, głównie w jednostki gazowe.

Sieci elektroenergetyczne jako wąskie gardło w transformacji energetycznej w Polsce 

W ostatnich latach polscy przedsiębiorcy często wskazywali na niską przepustowość sieci energetycznych jako wąskie gardło dla przyśpieszenia inwestycji w OZE. Pisaliśmy o tym w naszych raportach, także na łamach „Baśki”. Przytaczaliśmy przy tym opinie firm, przykładowo opinię prezesa Budimexu Artura Popko, który w wywiadzie sprzed roku mówił:

– Powinniśmy się skupić na rozwiązaniu problemu z liniami przesyłu energii. Raz, że średnia ich wieku przekracza 35 lat. Dwa, że zarządzanie nimi jest rozdrobnione, bo choć mamy jednego kluczowego zarządzającego, to także pięć różnych firm dystrybucyjnych. My np. chcielibyśmy mieć w swoim portfelu możliwość produkcji 1 GW energii elektrycznej, lecz nie możemy dojść do 100 MW, ponieważ nie mamy zgody na moc przyłączeniową.

W ostatnich latach polscy przedsiębiorcy często wskazywali na niską przepustowość sieci energetycznych jako wąskie gardło dla przyśpieszenia inwestycji w OZE.

Stan sieci elektroenergetycznych w ostatnich dekadach nie był priorytetem politycznym w Polsce, w odróżnieniu np. od budowy sieci dróg krajowych i autostrad. Podczas gdy w ostatnich dwóch dekadach ich długość wzrosła z niespełna 800 km do prawie 5000 km, długość napowietrznych i kablowych linii energetycznych, mierzona w tys. km, istotnie się nie zmieniła (880 tys. km vs. 754 tys. km). Po ekspansji OZE, szczególnie fotowoltaiki (PV) w ostatnich latach, modernizacja i rozbudowa sieci i urządzeń sieciowych stała się konieczna dla dalszego zwiększania OZE w miksie energetycznym.

Aktualizacja planu rozwoju sieci 2025–2034. Ucieczka do przodu?

W latach 2015–2023 do systemu elektroenergetycznego podłączono ok. 5 GW dodatkowych mocy z lądowych elektrowni wiatrowych oraz prawie 18 GW ze źródeł fotowoltaicznych. W ostatnich latach sieć stała się kluczowym wąskim gardłem, a dalsza integracja OZE wymaga znaczących inwestycji.

Opublikowany na początku stycznia br. plan rozwoju Polskich Sieci Energetycznych (pełna nazwa: Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2025–2034) zwiastuje wielką szansę na pozytywną zmianę i aktualizuje ostatnią edycję planu sprzed trzech lat – na lata 2023–2032. W najnowszym dokumencie PSE stwierdza, że po zrealizowaniu działań o łącznej skali 64,6 MW oraz po realizacji planowanych inwestycji w najbliższych 10 latach nie będzie uzasadnione twierdzenie, że sieć elektroenergetyczna ogranicza rozwój OZE.

Operator informuje przy tym, że na podstawie danych z końca 2023 r.:

• zawarto umowy o przyłączenie do sieci przesyłowej (łącznie 13,8 MW),
• wydano warunki przyłączenia do sieci przesyłowej (łącznie 19,4 MW),
• zaplanowano do przyłączenia do sieci dystrybucyjnej łączne moce 31,2 MW.

Działania te są rozbite według integracji planowanych mocy: farm wiatrowych na lądzie, fotowoltaiki, morskich farm wiatrowych, magazynów energii elektrycznej oraz systemu dystrybucyjnego. 

Nowa strategia rządowa jest, choć nieoficjalnie

Plan działania PSE uwzględnia prawnie obowiązujące dokumenty strategiczne, takie jak m.in. Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. (PEP) z lutego 2021 r., Program polskiej energetyki jądrowej z października 2020 r. oraz KPEiK na lata 2021–2030 z grudnia 2019 r. Są to jednak dokumenty przyjęte przez poprzedni rząd, podczas gdy proces uzgodnień strategicznych dla energetyki w ramach obecnego rządu bardzo się przeciąga. Wprawdzie w marcu 2024 r. rząd wysłał do Brukseli aktualizację Krajowego Planu dla Energii i Klimatu (KPEiK), ale tylko w części z już istniejącymi politykami (tzw. scenariusz WEM – with existing measures). Plan PSE nie uwzględnia tego dokumentu, ale zaznacza, że w przypadku przyjęcia aktualizacji KPEiK czy PEP będą one uwzględnione w kolejnych edycjach planu. 
Bardziej ambitna część KPEiK – scenariusz WAM (with additional measures) – została opublikowana w październiku ub.r. i poddana konsultacjom publicznym. Ministerstwo dostało 3 tys. uwag do tego projektu planu, w styczniu br. wciąż nie było jego wersji finalnej, przyjętej oficjalnie przez rząd. Operator przesyłowy jest gotowy do dostosowania swego planu inwestycyjnego po aktualizacji strategii rządowej.
Niemniej wydaje się, że istnieje konsensus ponad podziałami politycznymi, że transformacja energetyczna w Polsce będzie polegać na zwiększeniu udziału OZE w miksie energetycznym, w tym w szczególności fotowoltaiki i wiatru na lądzie i morzu, budowie energetyki jądrowej, w tym małych reaktorów modułowych SMR oraz stopniowym odchodzeniu od węgla w elektroenergetyce. Tempo tego odchodzenia wciąż jest jeszcze do ustalenia. Umowa społeczna z 2021 r. zakłada zakończenie procesu wygaszania kopalń węgla energetycznego do 2049 r. Z kolei we wspomnianym ambitnym scenariuszu WAM w projekcie KPEiK z października ub.r. praktycznie nie ma węgla w miksie energetycznym 2040 r. Ministerstwo Klimatu zakłada 56-procentowy udział OZE w produkcji energii elektrycznej oraz szybkie odchodzenie od węgla do 2040 r.

Operator systemu przesyłowego z planem rozpędzenia inwestycji sieciowych 

W najnowszym planie rozwoju do 2034 r. operator systemu przesyłowego zaplanował konkretne inwestycje, m.in. pod kątem ekspansji OZE i budowy atomu. Przewiduje m.in. budowę 4700 km torów nowych linii 400 kV, 28 nowych i 110 zmodernizowanych stacji. Według PSE plan uwzględnia trendy oraz zmiany sektorowe w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, w tym postępującą elektryfikację ciepłownictwa i transportu. Jednym z ważniejszych projektów inwestycyjnych jest budowa połączenia stałoprądowego (HVDC), łączącego północ z południem kraju. 

Jednym z ważniejszych projektów inwestycyjnych jest budowa połączenia stałoprądowego (HVDC), łączącego północ z południem kraju. 

Wdrożenie planu ma pozwolić na znaczący wzrost potencjału budowy nowych źródeł OZE, w tym wyprowadzenie mocy z ok. 18 GW morskich farm wiatrowych, ok. 45 GW źródeł fotowoltaicznych i ponad 19 GW lądowych farm wiatrowych. Według PSE wraz z potencjałem innych rodzajów OZE oznacza to w perspektywie 10 lat możliwość produkcji ok. 160 TWh rocznie energii z OZE, czyli równowartość obecnej rocznej produkcji energii elektrycznej ze wszystkich źródeł w ostatnich latach. Wreszcie realizacja planu ma pozwolić na przyłączenie elektrowni jądrowej na Pomorzu oraz małych reaktorów jądrowych SMR (small modular reactors), których budowę sygnalizują inwestorzy, choć technologia ta nie została jeszcze skomercjalizowana na świecie.

PSE szacuje 10-letnie inwestycje w sieci przesyłowe łącznie na ponad 64 mld zł, spójnie z szacunkami z KPEiK 

Choć 10-letni plan inwestycyjny PSE wciąż formalnie nie uwzględnia ambitnej wersji KPEiK, to planowane inwestycje w sieci przesyłowe są generalnie spójne z szacunkami inwestycji w te sieci według KPEiK. Zgodnie z planem PSE na sieci przesyłowe ma zostać przeznaczonych 64 mld zł (w cenach bieżących) w najbliższych 10 latach (lata 2025–2034), podczas gdy w KPEiK przewidywano na ten cel 63 mld zł w latach 2026–2035 w cenach z 2020 r. W cenach bieżących (po uwzględnieniu prognozowanej inflacji) można je szacować na około 80 mld zł. 
Różnicę można traktować jako przestrzeń do uwzględnienia przez PSE w kolejnej aktualizacji planu po oficjalnym przyjęciu KPEiK. Scenariusz WAM zakłada realne podwojenie inwestycji elektroenergetycznych, a inwestycje w sieci (przesyłowe i dystrybucyjne) w drugiej połowie obecnej dekady (117 mld zł w latach 2026–2030) mają wzrosnąć sześciokrotnie w porównaniu z pierwszą połową tej dekady (19 mld zł). Pokazuje to skalę niedoinwestowania w sieci, szczególnie w dystrybucyjne, w ostatnich latach. Za rozwój sieci dystrybucyjnych byli głównie odpowiedzialni czterej operatorzy systemów dystrybucyjnych: PGE, Tauron, Enea i Energa. 

PSE akcentuje także konieczność inwestycji w sterowalne źródła wytwórcze i magazyny energii. PSE myśli też o własnej jednostce

PSE jest odpowiedzialny za stabilność systemu elektroenergetycznego w Polsce i obok planowanych inwestycji w sieci postuluje także przyśpieszenie inwestycji w moce dyspozycyjne, w szczególności w jednostki gazowe. Produkcja energii z OZE jest pogodozależna, najwyższa w okresie kwiecień–wrzesień, ale zapotrzebowanie na moc spada w tym okresie o ok. ¼ w porównaniu z okresem jesienno-zimowym. Profil zapotrzebowania na moc zmienia się także w ciągu doby: z reguły w zimie godziny szczytu w pasmach 8.00–13.00 i 17.00–18.00, latem 8.00–13-00 i 20.00-21.00. 

Według PSE zachowanie bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego wymaga budowy nowych, sterowalnych źródeł wytwórczych lub magazynów energii elektrycznej.

Poza tym PSE szacuje, że ze względu na regulacje rynku mocy w najbliższych kilku latach moc osiągalna jednostek konwencjonalnych (na węgiel brunatny, kamienny i gaz ziemny), biorących udział w mechanizmie centralnego bilansowania, spadnie z ok. 24 GW w 2024 r. do ok. 17 GW w 2028 r. Jeśli rząd uzyska odpowiednią trzyletnią derogację od Komisji Europejskiej, w tym wariancie moc osiągalna w tych jednostkach spadnie odpowiednio do ok. 21 GW. Niemniej w obu wariantach spadki mocy jednostek konwencjonalnych będą ostre od początku lat 30.  
Według PSE zachowanie bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego wymaga budowy nowych, sterowalnych źródeł wytwórczych lub magazynów energii elektrycznej. W ocenie PSE inwestycje realizowane przez podmioty zewnętrzne mogą być niewystarczające dla zrównoważenia wzrostu zapotrzebowania na moc (m.in. przez pompy ciepła czy samochody elektryczne) oraz pokrycia ubytku wynikającego z wycofywania jednostek węglowych. Dlatego PSE rozważa budowę własnej jednostki wytwórczej, opalanej gazem lub paliwem płynnym o mocy 500 MW. 

Inwestycje w źródła sterowalne, głównie gazowe, są pilne

W scenariuszu bez uwzględnienia mocy z połączeń transgranicznych PSE prognozuje systematyczny wzrost wskaźników czasu trwania potencjalnych deficytów mocy oraz wzrost oczekiwanego wolumenu energii niedostarczonej z powodu tych deficytów. Szacuje, że w celu stabilizacji tych wskaźników wymagana dodatkowa moc dyspozycyjna wynosi 1,4 GW w 2025 r., 4,8 GW w 2030 r., 11,6 GW w 2035 r. i 18 GW w 2040 r. Ryzyko jest przy tym przechylone w kierunku wyższego zapotrzebowania m.in. ze względu na niekorzystne warunki klimatyczne czy niepewność co do terminów realizacji nowych inwestycji oraz tempa wycofywania przestarzałych jednostek konwencjonalnych. 

Realizacja nowych inwestycji, w szczególności gazowych, jest pilnym zadaniem do zapewnienia stabilności systemu elektroenergetycznego w przyszłości.  

Lukę mocy mogą wypełnić nowe moce gazowe (w przygotowaniu są projekty łącznie powyżej 3 GW mocy), jednostki węglowe na zasadzie derogacji na rynku mocy, pozwalającą na ich wykorzystanie do końca 2028 r., nowe magazyny energii, elektrownie na biomasę i biogaz. W latach 30. nowe moce mają wypełnić m.in. elektrownie jądrowe i SMR, a także technologie wodorowe, paliwa alternatywne i – ewentualnie – import energii oraz ograniczanie popytu z wykorzystaniem DSR (demand side response). Realizacja nowych inwestycji, w szczególności gazowych, jest pilnym zadaniem do zapewnienia stabilności systemu elektroenergetycznego w przyszłości.

Czy operator sieci energetycznych rozpędzi polską transformację w najbliższych latach? Będę trzymał kciuki.

Leszek Kąsek, Biuro Analiz Makroekonomicznych ING Banku Śląskiego