Spis treści
„Nie ma obecnie możliwości udostępniania przez PSE długoterminowych zdolności przesyłowych energii – poinformował wiceminister energii Tadeusz Skobel, w odpowiedzi na interpelację poselską dot. możliwości wprowadzenia rozwiązań prawnych umożliwiających przemysłowi zakup energii w kontraktach terminowych bezpośrednio u zagranicznych dostawców. … Udostępnianie przez PSE zdolności przesyłowych w długich horyzontach czasowych wiązałoby się bowiem z koniecznością stosowania przez OSP na dużą skalę kosztowych środków zaradczych. Mając na uwadze fakt, że koszty zastosowania tych środków zostałyby przeniesione przez taryfę przesyłową PSE, a tym samym obciążały wszystkich odbiorców końcowych w Polsce, takie działanie byłoby ekonomicznie nieuzasadnione …
W wyniku tego nastąpi znaczne ograniczenie przepływów nieplanowanych, co w konsekwencji, wraz z realizowanymi obecnie przez PSE inwestycjami sieciowymi w zachodniej części KSE, będzie skutkować wzrostem zdolności przesyłowych możliwych do udostępnienia uczestnikom rynku w horyzoncie długoterminowym … Zaznaczył jednocześnie, że ewentualne udostępnianie przez PSE zdolności przesyłowych w horyzontach długoterminowych nie wpłynie na zwiększenie całkowitego wolumenu udostępnionych zdolności przesyłowych na granicach KSE”
Fragment wypowiedzi, który pogrubiłem potwierdza jednoznacznie, że kontraktów na import energii elektrycznej na dłuższe okresy czasu nie można zawierać, bo fizycznie nie ma jak przesłać tej brakującej energii. Nie ma zdolności przesyłowych. Przez ostatnie kilkanaście lat działając wspólnie prezesi spółki zarządzającej sieciami wysokich napięć wspierani w swoich działaniach przez regulatora nie budowali połączeń międzynarodowych na tych kierunkach, z których można by importować energię elektryczną.
Polski rynek energii nie potrzebował dwadzieścia lat temu dodatkowych połączeń transgranicznych gdyż był konkurencyjny. W latach 2000 -2004 realnie mieliśmy nadwyżkę mocy, a grupa prywatnych elektrowni (PAK, Rybnik, Vattenfall w Warszawie itp.) konkurowała z wieloma podmiotami, które choć kontrolowane przez Skarb Państwa konkurowały też między sobą. Teraz w roku 2018 po procesach konsolidacji i nacjonalizacji wytwórców oraz w sytuacji wyłączenia bloków w Adamowie i dalszego wyłączania tzw. 200-tek rynek energii nie jest już konkurencyjny. Aby utrzymać ceny w ryzach potrzebne są połączenia międzynarodowe pozwalające na import dodatkowo minimum 3.000 MW.
Te nowe połączenia powinny być otwarte przede wszystkim na kontrakty dwu i pięcioletnie, ale także na krótkoterminowe np. trzymiesięczne. Fizyczna możliwość importu częściowo hamowałaby wzrost cen dla przemysłu, bo istniałby odnośnik (benchmark). Duzi odbiorcy energii mogliby sobie zagwarantować odpowiedniej długości kontrakty w zależności od swoich planów produkcyjnych. Oczywiście musiałby być mechanizm zabezpieczający przed tym, aby Skarb Państwa, jako największy właściciel mocy wytwórczych nie mógł (za pomocą jednego czy kilku podmiotów) zablokować czy wykupić całkowicie tych dodatkowych zdolności przesyłowych (jak ma to miejsce na terminalu LNG).
Niektóre z polskich prywatnych sektorów przemysłowych mają się dobrze i rozwijają się wspaniale, ale zakładane podwyżki cen energii są szokujące. Poszkodowane firmy próbowały teraz jesienią 2018 pozyskać na długoterminowych kontraktach tańszą energię od dostawców z innych krajów. Energia ta jest potrzebna przede wszystkim dla wywiązania się z kontraktów eksportowych, które dają i pracę w Polsce i dają stabilizację wartości naszej waluty.
Gdzie i po co są nowe linie energetyczne
Niezorientowany czytelnik może zapytać: Ale przecież były i są realizowane potężne inwestycje sieciowe – jak to jest możliwe? Dlaczego tyle się buduje nowych linii, a nie można zaimportować potrzebnej a stosunkowo niewielkiej ilości energii? Sytuację dla niespecjalistów można wyjaśnić przygotowanym przez operatora systemu w końcu sierpnia 2018 tzw. Planem rozwoju sieci przesyłowej wg stanu na 31.08.2018 (oznaczony, jako v35 jest publicznie dostępny). W tym dokumencie widać, że wszystkie inwestycje sieciowe są obecnie zgrupowane na dwóch obszarach. Pierwszy obszar inwestycji to Polska północno-zachodnia:
Pełną czerwoną przerywaną linią pokazane są linie wysokich napięć w budowie a jaśniejszą czerwoną te linie planowane, które są na różnych etapach przygotowania procesu inwestycyjnego. Ten plan rozwoju realizowany obecnie służy przyłączeniu oczekujących 9.000 MW nowych farm wiatrowych. To jest pierwszy i podstawowy cel tego planu rozwoju, co zresztą przyznają sami autorzy.
Czytaj także: Czy katastrofalne burze zachęcą do wsparcia magazynów energii?
Lokalizacje gdzie oczekują na przyłączenie nowi inwestorzy to właśnie teren pn-zachodniej lub północnej Polski. Widać to na kwartalnych informacjach operatora z wykazem podmiotów ubiegających się o przyłączenie: Słupsk-Wierzbięcino – oczekuje ok. 1860 MW OZE (240+320+100+1200), Żarnowiec – oczekuje 1390 MW OZE (90+111+145+1045), Piła Krzewinia – 120 MW OZE, Krajnik (190 MW OZE), Dunowo (250 MW OZE), Gdańsk Błonia 132 MW OZE, Pelplin 107 OZE, Żydowo 166 OZE, Baczyna 120 MW OZE. Analogicznie zdecydowana większość OZE oczekujących na podłączenie do linii 110 kV też jest zlokalizowana na tym obszarze kraju.
Departament Rozwoju Systemu 31.08.2018 opublikował mało znany dokument o nazwie: „Informacja o dostępności mocy przyłączeniowej do sieci przesyłowej”. Czytamy w nim, że realizacja celów unijnych w zakresie OZE „wymagać będzie produkcji energii elektrycznej z OZE w 2030 r. na poziomie ok. 39,5 TWh, co oznacza 18,2 proc. produkcji całkowitej. Największy udział będzie stanowić energia z elektrowni wiatrowych – w 2030 r. ok. 18 TWh. Odpowiada to budowie mocy wytwórczych w energetyce wiatrowej o wartości 7867 MW”.
Zatem autorzy dokumentów o strategicznym znaczeniu dla sektora wcale nie ukrywają, iż realizowane i planowane inwestycje służą po prostu przyłączeniu tych, co otrzymali zgody na przyłączenie do sieci wysokich napięć i tych, co uzyskali warunki przyłączenia do sieci 110 kV:
Dla mniej zorientowanych wyjaśniam, że co prawda warunki dla sieci 110 kV wydają spółki dystrybucyjne, zarządzające tymi sieciami niższych napięć, ale przy fizycznej realizacji przyłączenia wymaga się, aby dana sieć 110 kV dostała zgodę od operatora wysokich napięć na podłączenie konkretnego obiektu czy grupy obiektów. Zatem pokazane na wcześniejszym rysunku budowane i planowane do budowy sieci wysokich napięć pozwolą na podłączenie tych oczekujących 9.700 MW nowych farm wiatrowych i tyle. Operator zakłada, iż pewna ilość podmiotów „wykruszy się”, ale tak czy inaczej wskutek tego aktualnego planu rozwoju będzie przyłączonych jeszcze 8.000 MW. Zakładając, że podmiot ma moc średnio 50 MW to jest to ok. 160 podmiotów oraz spore tereny, na których mają powstać te obiekty.
Czytaj także: Jeśli dojdzie do blackoutu, zostaniemy bez wody
Na rysunku wcześniej widzimy tych kilka „pierścionków”, które ulegną znacznemu rozbudowaniu/wzmocnieniu i w tym momencie do tych „pierścionków” zostaną podłączone także nowe linie 110 kV, które będą mogły przesłać energię z nowych projektów OZE. Zatem program inwestycyjny wypełnia zadanie zwiększenia o 100 % generacji z tych farm i de facto pozwala ok. 160 nowym podmiotom wejść na rynek i konkurować z zasiedziałymi już podmiotami.
Podmioty tej nowej grupy oczekują już długie lata gdyż kiedyś radośnie „rozdano” deficytowe dobro, jakim są warunki przyłączenia i teraz chcąc nie chcąc trzeba wykonać zawarte kontrakty. Kto personalnie akceptował wiele lat temu fakt, że spółki dystrybucji energii wydawały ww. warunki przyłączenia nie mając ku temu technicznych możliwości ich realizacji jest słodką tajemnicą sektora. Również częste zmiany personalne na najwyższych szczeblach zarządzania w tych spółkach w ostatnim dziesięcioleciu były, moim zdaniem, wprost związane z problemem, kto te przyłączenia dostał a komu odmówiono. Całe polskie społeczeństwo już płaci i płacą też odbiorcy przemysłowi odpowiednią część opłaty przesyłowej na przyłączenie tych projektów.
Wiatraki na morzu eliminują te na lądzie
Tutaj można zgłosić wątpliwość – przecież znaczna część tych projektów OZE (czyli farm wiatrowych) nie zostanie zrealizowana z powodu przepisów ustawy „odległościowej”. Otóż sytuacja jest o wiele bardziej skomplikowana. Za dwa – trzy lata, gdy zostaną ukończone ww. inwestycje sieciowe mogą zajść, co najmniej dwa różne scenariusze:
Scenariusz A: Jeśli będzie nadal utrzymana bez zmian znana ustawa odległościowa, to z oczekujących 8.000 MW w tym rejonie realnie przyłączy się do systemu 1.000 MW a może 1600 MW, czyli tylko 20 % oczekujących. Dla reszty przepisy ustawy odległościowej spowodują, że realizacj inwestycji będzie niemożliwa. W sytuacji, gdy te podmioty zostaną zmuszone do rezygnacji i złożą dokumenty o tym do operatora, to będzie on mógł wydać nowe warunki przyłączenia (do tego samego układu „pierścionków”) dla nowych 6.000 MW farm wiatrowych na morzu. W takiej sytuacji operator nie będzie musiał realizować żadnych dodatkowych inwestycji poza niewielkimi inwestycjami na lądzie, które nawet zrealizują sami inwestorzy. Zatem ustawa „odległościowa” to najskuteczniejsze narzędzie, aby pozbyć się tych 8000 MW wnioskodawców „lądowych” z rynku energii. Zamiast tego otworzona zostanie droga dla kilku podmiotów inwestujących w farmy wiatrowe na morzu, czyli tych, które wiele lat temu pozyskały już lokalizacje pod te inwestycje. Te nowe „morskie” projekty nie będą one miały konkurentów na rynku, jeśli rzeczywiście np. 25-30 % energii ma pochodzić z OZE za 8-12 lat. Dostaną rynek „oczyszczony” ze znacznej części konkurentów.
Jest tutaj też prawna ciekawostka, bo prezes URE zatwierdzał plan rozwoju operatora i jego taryfy mające na celu przyłączenia farm lądowych a nagle środki z opłat za przesył zostaną zużyte na przyłączenie farm morskich, czyli na inny cel. To świetne zagadnienie dla zespołów prawnych.
Czytaj także: Kto ukradł prąd za 3 mln euro i spowolnił europejskie zegary?
Scenariusz B: Jeśli jednak ustawa odległościowa zostanie złagodzona albo zastąpiona jakąś niewielką wpłatą określonej sumy na depozyt pokrywający ewentualne roszczenia właścicieli gospodarstw to powstanie inna ciekawa sytuacja rynkowa. W takiej sytuacji to farmy lądowe zdołają np. w 2020 pozyskać finansowanie na przynajmniej 4.000 – 6.000 MW. Oczywiście zależy to także od ogólnej struktury rynku, cen za energię „czarną”, kosztów CO2 itd. itp.. W takiej sytuacji te „zamrożone” projekty czyli podmioty, których akcje/udziały są niemal bezwartościowe w roku 2018 zyskają znacząco np. w roku 2023. W takim scenariuszu prawie na pewno taka znaczna ilość nowych farm lądowych powstanie. Ale w takiej sytuacji ten nowy pakiet farm wyczerpie prawie całkowicie zdolności przesyłowe systemu – czyli te zdolności do przesyłu, które są dopiero w budowie (czyli wskazane na rysunku „pierścionki”).
W takiej sytuacji (scenariusz B) ewentualne farmy morskie wymagałyby zupełnie nowej inwestycji w sieć przesyłową na południe, co omawiam dalej. Zarówno pierwszy jak i drugi scenariusz jest dość obojętny dla klienta rynku energii – w każdej sytuacji jego pieniądze wpłacane dziś i za trzy lata za usługi przesyłu energii zostaną zużyte na podłączenie jakichś podmiotów OZE (morskich lub lądowych), ale nie na wybudowanie połączeń międzynarodowych po to, by powstała konkurencja wobec zasiedziałych podmiotów na rynku.
Drugi rejon, gdzie intensywne są prace inwestycyjne albo planistyczne u operatora sieci wysokich napięć to region stolicy. Widać tutaj kilka działań:
Jak widać z pokazanego rysunku w zasadzie celem tych inwestycji jest to, aby mieszkańcy stolicy mieli dobre zasilanie i to nawet z kilku kierunków gdyż dojdzie też jeszcze jedno tj. od strony Ostrołęki a oprócz tego już jest połączenie z Litwą. Zatem mamy tutaj realizowane szczytne hasło z lat 50-tych „Cały Naród buduje swoją stolicę”, co oznacza, że wszyscy obywatele i przemysł (odbiorcy energii) zrzucają się w swoich opłatach na to, aby ci, którzy rządzą w stolicy lub mieszkają obok tych rządzących mieli wygodne i bezpieczne dostawy energii elektrycznej.
Czytaj także: Rząd USA: Energetyka na celowniku rosyjskich hakerów
To już koniec programu inwestycyjnego opracowanego przez operatora systemu przesyłowego przynajmniej w wersji, jaka obowiązuje do początku lat 20-tych XXI wieku n.e. Nic więcej istotnych projektów nie jest realizowane i nikt nie realizuje projektów dla zwiększenia wymiany z zagranicą.
Plany rozwoju operatora powinny podlegać szerokiej negocjacji oraz wyważenia krótkoterminowych i długoterminowych potrzeb systemu. Minęło 21 lat od wprowadzenia Prawa energetycznego i mamy mikroskopijną ilość połączeń międzynarodowych. O tym, że zacznie nam brakować energii w systemie około roku 2018 wiedziano już od około 8-10 lat. W zasadzie od podpisania Traktatu Akcesyjnego i wejścia w życie systemu regulowania emisji CO2 można sobie było to policzyć bez żadnych trudności. Prezesi URE, w przeciwieństwie do zwykłych odbiorców energii, wiedzą gdzie i dlaczego są realizowane jakieś inwestycje i ile ich brakuje. W maju 2016 operator systemu pokazał dokument z prognozą zapotrzebowania szczytowego na lata do 2035. Pokazywano w nim niedobór już od około roku 2025:
Jednak od tego czasu (prognoza była na danych roku 2014 i 2015) nastąpiły dalsze zmiany w tym znaczne inwestycje przemysłowe oraz miało miejsce opóźnienie we wdrażaniu rynku mocy. Zatem wiedza o potrzebie pewnego uzupełniającego importu energii na poziomie na razie np. 3.000 MW jest znana wszystkim decydentom od wielu lat. Odbiorca energii nie wie i nie może wiedzieć, co się dzieje w systemie, ale musi mieć stworzone prawne możliwości zakupu energii na takim terminowym kontrakcie, jakiego potrzebuje.
Czytaj także: Precyzyjne i efektywne. Drony kuszą energetykę
W kraju, który notuje dobrą dynamikę rozwoju przemysłu, który zagarnia nawet 60 proc. wszystkich inwestycji przemysłowych Unii Europejskiej, w którym nie ma dużego czy odczuwalnego bezrobocia a tysiące Ukraińców i obywateli krajów bałtyckich przyjeżdża do pracy, zacznie brakować energii elektrycznej. I nie można jej zaimportować, bo po prostu rząd i jego agendy oraz operator systemu „zapomniały” wybudować do tego celu odpowiednich zdolności importowych.
W tej sytuacji uważam, że trzeba natychmiast budować połączenia międzynarodowe.
Białoruś czyli rozbiórka zamiast budowy
Tu pojawia się szereg niewygodnych politycznie pytań. Na Białorusi trwa budowa dwóch bloków nowej elektrowni jądrowej. To jest istotny wytwórca, który szuka odbiorców. Z przyczyn politycznych powiedzieliśmy „nie” i nie budujemy żadnego połączenia umożliwiającego import tej energii elektrycznej.
Budowa linii przez terytorium Białorusi to żaden problem z pozwoleniami i decyzjami (nie słyszałem tam o żadnych protestach ekologów) a po naszej stronie trzeba tylko zbudować linię od miejscowości Jurowlany i Pierożki do stacji wysokich napięć na południe od Białegostoku. To jest tylko 55 km w linii prostej przez mało sporne ekologicznie tereny. To jest koszt mikroskopijny w porównaniu z zyskiem dla polskiego systemu elektroenergetycznego. I przy okazji wzmocni to zasilanie regionu północno-wschodniego, czyli bastionu wyborczego obecnego rządu. I to da nowe miejsca pracy.
Czytaj także: Będą zmiany w przepisach dotyczących stopni zasilania
Jako osoba, która 25 lat temu brała udział w prywatyzacji sektora energetycznego i nadzorowała działanie operatora systemu, ze zgrozą dowiedziałem się o decyzji z grudnia 2017 o rozbiórce nieużywanej linii wysokiego napięcia. Była to linia 200 kV z Białegostoku do stacji Roś po stronie białoruskiej. Osiem lat temu w odpowiedzi na interpelację posłanki A. Sobeckiej złożonej 6 grudnia 2010 podano, że:Wśród strategicznych projektów PSE Operator wpływających na poprawę bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej dla odbiorców jest rozbudowa połączeń transgranicznych na przekroju asynchronicznym i synchronicznym: … – budowa połączenia Polska – Białoruś, która obejmuje budowę 2-torowej linii 400 kV Narew – Roś ze wstawką prądu stałego ustawioną po stronie białoruskiej w stacji Roś; przy budowie nowej linii wykorzystany zostanie korytarz nieczynnej linii 220 kV Białystok – Roś. Uruchomienie połączenia planowane jest najwcześniej od 2015 r,
A w roku 2018 zniszczono tę linię 200 kV – pewnie po to, aby pokazać, że nawet nie myślimy o jakimkolwiek imporcie z Białorusi.
Osiem lat temu, w roku 2010 ktoś rozsądny wiedział, że potrzeba budować jakieś dodatkowe połączenia międzynarodowe po roku 2015. Ale w 2017, mimo realnej wiedzy o rynku, ktoś konkretny podjął decyzję o zniszczeniu tej awaryjnej trasy importu energii.
Można kupować tę energię z Białorusi, ale tylko w godzinach, gdy zapotrzebowanie naszego systemu przekracza 17.000 MW. To nie zaburzy rynku energii, a da nam sporo dodatkowego bezpieczeństwa. Ale będzie to, co najmniej 12-14 godzin średnio dziennie a za parę lat nawet 16-20 godzin dziennie. Przykładowa krzywa zużycia dla piątku i soboty 28 i 29.09 (dane publicznie dostępne z portalu operatora systemu przesyłowego):
A to nie jest jeszcze okres przed Świętami Bożego Narodzenia 2018 – co będzie wtedy gdy wszystkie galerie handlowe będą pracować pełną parą, będzie jakiś silny wczesny mróz w połowie grudnia 2018 (co przewidują niektórzy meteorolodzy) a przedsiębiorstwa będą chciały usilnie zrealizować roczne plany produkcji? A jeśli dodatkowo jakaś główna linia 400 kV ulegnie uszkodzeniu z normalnych przyczyn technicznych?
Szwecja czyli wystarczy użyć żądła
Kolejne szybkie możliwe technicznie rozwiązanie to dodatkowy 400-500 MW kabel do Szwecji. To też jest inwestycja, którą można zrealizować technicznie w trzy lata. Ale musi być na to zgoda polityczna, a tak można by dokonywać wprost szerszej wymiany energii z rynkiem krajów nordyckich, gdzie jest sporo energetyki wodnej. Ale na to nie ma zgody politycznej także już od wielu lat.
Proszę zauważyć, że kabel do Szwecji to tylko koszt kabla i jego szybkiego ułożenia przez doskonale zbadany geotechnicznie teren, równolegle do istniejącego na znacznym odcinku. Do układania takiego kabla potrzeba tylko odpowiedni statek (ten mamy i właśnie zakończył remont w stoczni w Gdańsku) i potrzebne jest tzw. żądło ang. „stinger” (też mamy takie coś doskonale sprawdzone i czekające też w Gdańsku). Stinger to specjalna konstrukcja stalowa zawieszana na statku i służąca do układania takiego kabla na dnie morza. Mamy obie te rzeczy w Polsce w Trójmieście i możemy to użyć od ręki. Czas zamówienia tego typu kabla to 12 miesięcy wiec układać go można bez trudu już w 2020 czy 2021 równolegle z budową odpowiednich stacji i wcinki do sieci.
Natomiast budowa 9.700 MW kolejnej grupy farm wiatrowych na lądzie tak czy inaczej musi znaleźć się w cenach energii. Dodatkowy kabel do Szwecji jest potrzebny gdyż tam bilans produkcji energii zależy silnie od opadów śniegu w górach Norwegii. Tutaj mamy podobną sytuację do układu Hiszpania-Algieria tzn. w danym roku opady są albo w Norwegii albo raczej u nas. Jeśli u nas mniej pada i mamy problem z chłodzeniem bloków to często właśnie w Norwegii zapory wodne są pełne po opadach śniegu – proszę sobie poszukać korelacji!
Czy rosyjski węgiel jest lepszy od rosyjskiego prądu
Warto też przemyśleć możliwość powrotu do projektu połączenia z Kaliningradem. To jest kolejna polityczna bomba, której nikt nie chce się dotykać. To jest już znacznie trudniejsze technicznie, bo wymagałoby linii od granicy do Olsztyna lub Elbląga i potem kolejnej linii aż do Grudziądza. Dopiero tam można by w system dołożyć dodatkowe kilkaset MW czy nawet 1000 MW. To już jest projekt na pięć lat, więc mniej realny a też droższy finansowo. Ponad osiem lat temu celowo nie przyjęto oferty rosyjskiej i mamy sytuację, jaka wcześniej jest opisana. Ale może warto wrócić do stołu rokowań?
Czytaj także: Blackout latem już tak bardzo nie straszy
Może zaproponować drugiej stronie prosty deal: budujemy linię na 600 czy na 800 czy nawet na 1000 MW, ale koszt dzielimy po połowie, z tego my kupujemy od was 200 czy 400 MW po cenie będącej średnią z „tureckiej” i „brytyjskiej” ceny za prąd w projektach jądrowych a wy sprzedawać możecie pozostałe 400-800 MW do Niemiec (tu jakaś niewielka kontraktowa kwota za tranzyt). No, jeśli nie sprzedacie tej energii do następcy p. Merkel to my to kupimy, ale już po cenie spot przez naszą giełdę energii. Czysty i prosty kontrakt bez podtekstów politycznych.
Ostatecznie, jeśli importujemy już 15 mln ton węgla a z tego ok. 10 mln ton z Federacji Rosyjskiej to naprawdę import 600-800 MW przy systemie działającym w skali 25.000 MW nie jest chyba uzależnieniem? Co zyskamy na takim kontrakcie – zyskamy doświadczenie, setki naszych firm i pracowników wezmą udział w budowie tego nowego bloku jądrowego, którego fundamenty już porastają mchem. To jest makroekonomia a nie proste tabelki z Excela. Wolę w obwodzie kaliningradzkim mieć działającą nową elektrownię jądrową, wspomaganą polską wodą podziemną z Suwalszczyzny niż mieć tam rakiety manewrujące zagrażające mnie i reszcie Europy. I gotów jestem płacić za taką transakcję.
Niemcy czyli prosta wcinka
Kolejna możliwość to nowe połączenie od strony niemieckiej do Zielonej Góry i wzmocnienie linii dalej do Gorzowa. Z jednej strony zwiększa to możliwości importu istotnie, ale tylko w momentach, gdy sieci niemieckie mają jej nadmiar (ale jest to ok. 4000 godzin rocznie). To pozwala na arbitraż między wschodem a zachodem, tak jak dawno temu Polscy grali na „wyspie białostockiej”. To też jest projekt bez spornych ekologicznie terenów a po stronie niemieckiej byłaby po prostu wcinka w sieci, które są niedaleko od granicy. I to też działając szybko można zrealizować w cztery lata do końca 2023.
Czytaj także: Polska połączy się kablem energetycznym z Danią?
W pełni zdaję sobie sprawę, że zbudowanie czterech takich połączeń powodować będzie zaburzenia, ale przecież to potrafimy robić. Nasza Krajowa Dyspozycja Mocy jest na najwyższym światowym poziomie i z takimi problemami technicznymi poradzi sobie bez trudu.
Nowe linie energetyczne przez całą Polskę to nowe protesty
Same kable kosztują znacznie mniej niż budowa nowych mocy. Tylko naiwni mogą sądzić, iż społeczeństwo polskie sfinansuje w opłatach za energię i za przesył nowe moce 6000 MW czy 8.000 MW na morzu lub na lądzie plus kable od tych morskich lokalizacji do rejonu południowej Polski. Tych kabli do przesyłu tych 8.000 MW z morza nie ma w opisanym wcześniej planie rozwoju, bo po prostu zatwierdzenie takiego planu oznaczałoby ujawnienie trasy tych nowych kabli. Musiałyby to być dodatkowe linie wysokich napięć (400 kV czy nawet 700 kV), bo operator nie może przyłączyć tych morskich farm morskich do systemu, co sam przyznaje na rysunkach:
I sytuacja planowana na rok 2023
Ten rysunek pokazuje, iż nie ma i nie będzie w 2023 warunków do przyłączenia nowych farm morskich rzędu 6000 MW – chyba, że zrezygnują ze swoich warunków przyłączeniowych ci, co zorganizowali projekty dla „lądowych” farm wiatrowych. A będą musieli to zrobić, gdy nadal będzie obowiązywać ustawa odległościowa a operator wezwie ich do fizycznej realizacji przyłączenia.
Przesył tych dodatkowych 6.000 MW z morza na południe RP wymagałby trasy zupełnie nowej o długości circa 500 km i szerokości wykupów pewnie ze 160 m pasa (lub więcej, bo w zasadzie trzeba puścić równolegle dwie linie). Tego nikt nie mówi publicznie. To oznaczałoby wykupy terenów ok 80 – 120 mln m2 co przy cenie nawet tylko 7 zł za metr kwadratowy dałoby co najmniej 560 – 840 mln złotych kosztów prawa do gruntu. A dodatkowe odszkodowania z tytułu utraty wartości okolicznych terenów i wykupy budynków dałyby pewnie z 60 – 80 % tej kwoty dodatkowo. No i sam koszt techniczny budowy takiej mega-linii na południe byłby znaczący, gdyż powinna ona zawierać „wcinki” do przynajmniej 7-9 stacji wysokich napięć w południowej i centralnej Polsce tak, aby do każdej wprowadzić dodatkowo 600-800 MW tej energii z morza.
Czytaj także: Coraz bliżej synchronizacji krajów bałtyckich z UE
To, co proponuję to znacznie mniejsze koszty a co więcej moja propozycja umożliwia wpuszczenie konkurencji na poziomie do 3.000 MW w roku 2021 i 2022, co zahamuje wzrost cen.
Taka trasa przesyłu energii z morza na południe, czyli po trasie Bałtyk – Wrocław/Gliwice/Kraków musiałaby iść akurat przez tzw. „swing states”, czyli województwa i regiony, które wahają się czy zagłosować na rząd czy na opozycję. I to byłby zawsze istotny czynnik przy kolejnych wyborach. A zatem ten, kto by postawił taką propozycję publicznie przegrywa na pewno i traci większość w Sejmie. Oczywiście można by to załatwić w ten sposób, że te nowe inwestycje na morzu opisane wcześniej zostaną zrealizowane, ale jakimś sposobem przy okazji w drodze ustawy unieważni się te 9.700 MW wydanych umów przyłączeniowych na lądzie (4,8 w OSP + 4,9 w OSD) i w zamian za „lądowców” wejdą wyłącznie „morskie farmy” do systemu, czyli przejmą zdolności przesyłowe, jakie będą miały „pierścionki” opisane wcześniej). Wtedy nie będzie potrzeby budowy tej nowej mega-linii, bo nowe farmy morskie prześlą prąd przez te linie, które będą już gotowe w 2022 i 2023.
Ale takie unieważnienie już wydanych umów dla farm lądowych spowodowałoby problemy sądowo-arbitrażowe. Awantury z właścicielami podmiotów oczekujących na przyłączenie i pozbawionych tego prawa dadzą łączne odszkodowania w miliardach złotych. Część z nich będzie nawet zadowolona, gdyż zamiast niepewnej inwestycji w OZE dostanie sute odszkodowanie, ale po wieloletnich procesach sądowych.
Według mnie obowiązująca wersja ustawy Prawo energetyczne nie daje uprawnienia operatorowi systemu do podłączania kogokolwiek, kto nie jest na terytorium RP chyba, że jest to wymiana międzysystemowa. Ale być może warto byłoby zmienić ustawę tak, aby przyłączenia „zagraniczne” lub „morskie” o mocy do 1000 MW nie wymagały szczególnych procedur planistycznych. I aby można je było realizować tak szybko jak załatwili to sobie gazownicy w swoim sektorze? Wtedy wypisane przeze mnie inwestycje „połączeniowe” zrobiłoby się szybko bez zbędnego dyskutowania z gminami i powiatami. Można tu wykorzystać trik polegający na tym, że nigdy w dokumentach unijnych nie zadeklarowaliśmy, jakie jest terytorium RP – nie ma tego też zapisanego w Traktacie Akcesyjnym.
Czytaj także: Polityka energetyczna będzie gotowa w tym półroczu
Jesteśmy, jako kraj ze stolica nad Wisłą, zawieszeni między różnymi rynkami energii, różnymi ustrojami politycznymi i różnymi systemami. Naszymi sąsiadami są też kraje niedemokratyczne, ale to nie ma większego znaczenia dla handlu co udowadniamy sami importując 10 mln ton węgla ze wschodu. Trzeba grać i sprytnie rozgrywać wszystkie możliwości a nie izolować się ideologicznie. Zrobienie „na szybko”, czyli w ciągu 3-6 lat kilku połączeń po 600 – 800 MW nie zmieni mapy geopolitycznej Europy a da naszemu dobrze rozwijającemu się przemysłowi kolejne lata prosperity.
Piotr Syryczyński, analityk techniczny, w 1999 negocjował zasady działania i statut organizowanej Giełdy Energii, 2000 – 2003 wiceprzewodniczący RN PSE S.A., po 2004 prowadził analizy koncernów OGK-5, OGK-3 oraz aktywów zagranicznych Inter-Rao w tym elektrowni w Naddniestrzu, doradzał w zakresie polskiego rynku gazu, taryf dla nowego terminala LNG, a także projektów w Kazachstanie (w tym elektrowni nad jeziorem Balchasz). Doradca techniczny przy kilku projektach w Polsce 2002-2005, 2009-2011 oraz 2015 – 2017, obecnie koordynuje prace zespołu inżyniera bankowego dla dużego nowego projektu wydobywczego.
