W tekście ” Wiatraki poczekają do wyborów” Rafał Zasuń twierdzi, że po wyborach ulegnie zmianie sytuacja i nastąpi odblokowanie budowy farm wiatrowych, niezależnie od tego kto te wybory wygra. Można polemizować z tą tezą.
Istniejąca blokada budowy nowych farm dotyczy dwóch grup inwestorów. Jedna to ci co uzyskali już warunki przyłączenia do roku 2017 ale nie mają jeszcze pozwoleń na budowę bo zostali zablokowali przez ustawę 10h. Druga grupa podmiotów to te, które otrzymały od roku 2017 odmowę przyłączenia (niektórzy z nich nawet mają dobre lokalizacje). Większość z tych dwóch grup ma swoje projekty na północy kraju.
Wyobraźmy sobie hipotetycznie, że jednak za rok nowy Sejm w szybkim trybie odblokuje sytuację i pierwsza grupa te przygotowane projekty zrealizuje w ciągu dwóch lat. Wybuduje dodatkowo 4-6 GW i to głównie w północnej Polsce. Mają przecież wtedy i pozwolenie na budowę, i umowę przyłączeniową, której nie można unieważnić.
W tym momencie już w roku 2026 następuje całkowite wyczerpanie możliwości przesyłu energii w już istniejących sieciach wysokich napięć na kierunku północ-południe. Moim zdaniem widać to wyraźnie w Planie Rozwoju Systemu Przesyłowego PSE, opublikowanym i zatwierdzonym w zeszłym roku. Można łatwo sobie z niego wyliczyć, iż w takiej sytuacji farmy morskie nie mogą zostać przyłączone w ogóle do systemu na lądzie.
Czytaj: Autostrada energetyczna północ-południe Polski za 10 lat?
Spójrzmy na str 102 planu rozwoju. Widzimy tam inwestycje potrzebne dla energetyki jądrowej:
Oprócz tego widzimy w planie rozwoju inwestycje w kabel stałoprądowy dla farm morskich ale budowany dopiero po roku 2028 co może oznaczać wiele lat czekania na jego zakończenie.
Co się zatem stanie jeśli zatem w jakiś sposób pozwolimy na przyłączenie 4-6 GW dodatkowych farm wiatrowych oraz też wielu tysięcy MW farm fotowoltaicznych) w latach 2024-2025 na północy Polski? Zajmą one już istniejące linie i ewentualnie nowy kabel stałoprądowy (o ile powstanie do roku 2032) nie zostawiając technicznie miejsca na przesył energii z farm morskich.
Morski wiatr ma połączenie „w zawieszeniu”
Warto przypomnieć co o przyłączeniach do sieci mówi ustawa o energetyce morskiej:
Wstępne warunki przyłączenia morskiej farmy wiatrowej nie stanowią zobowiązania przedsiębiorstwa energetycznego do zawarcia umowy o przyłączenie do sieci elektroenergetycznej. … Wstępne warunki przyłączenia i warunki przyłączenia morskiej farmy wiatrowej mogą określać warunki niegwarantujące niezawodnych dostaw energii, które zostaną uwzględnione w umowie o przyłączenie. … Przedsiębiorstwo energetyczne może wydać wstępne warunki przyłączenia, mimo uprzedniego wydania dla danego miejsca przyłączenia wstępnych warunków przyłączenia w zakresie mocy przekraczającej łączną maksymalną moc zainstalowaną morskich farm wiatrowych, w miejscu przyłączenia i grupie miejsc przyłączenia, wynikającą z planu rozwoju, o którym mowa w art. 16 ustawy – Prawo energetyczne, dla której nie zostało przyznane prawo do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3 albo w rozdziale 4. … Operator systemu przesyłowego lub operator systemu dystrybucyjnego gwarantuje w umowie o przyłączenie do sieci morskiej farmy wiatrowej, w przypadku przyznania prawa do pokrycia ujemnego salda, niezawodne dostawy energii od dnia, w którym upływa 7 lat od otrzymania przez właściwego operatora systemu przesyłowego albo operatora systemu dystrybucyjnego informacji, o której mowa w art. 18 ust. 8 – w przypadku przyznania prawa do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 3, albo informacji, o której mowa w art. 34 ust. 5 – w przypadku przyznania prawa do pokrycia ujemnego salda na zasadach określonych w rozdziale 4 pod warunkiem.
1) uzgodnienia przez Prezesa URE planu rozwoju sieci lub jego aktualizacji z harmonogramem umożliwiającym dotrzymanie tego terminu oraz
2) braku wystąpienia okoliczności niezależnych od właściwego operatora systemu przesyłowego albo operatora systemu dystrybucyjnego, mających wpływ na niezachowanie tego terminu.
Zapisy ustawy uzależniają zatem przyłączenie farm morskich od istnienia warunków w systemie a te uległyby znaczącym zmianom. W sytuacji w której nagle 4-6 GW „starych” wiatrowych projektów zacznie działać w północnej Polsce to operator będzie zmuszony skorzystać z wskazanych wcześniej zapisów ustawy i po prostu odmówi w 2027 tym nowym farmom morskim potwierdzenia przyłączenia. A banki odmówią MFW kredytów po prostu zatrzasną skrzyneczkę z pieniędzmi.
Nie da się bez wybudowania kolejnych nowych linii przesłać takich ilości energii na południe czego dowodem jest m.in. ilość odmów przyłączenia w rejonie działania OT Gdańsk jakie są wydawane obecnie (można to łatwo sprawdzić w sprawozdaniach URE).
Widać wyraźnie, że rząd swoją nową propozycją ustawową wymagania MPZP dla projektów fotowoltaicznych chce też zablokować te nowe projekty, które też powstawałyby głównie w rejonie północnej Polski. To nie przypadek ale celowe działanie aby także te projektu wstrzymać na wiele lat.
To inteligentne posunięcie wynika z tego, że w roku 2026 i kolejnych nie będzie dostatecznej ilości linii do przesyłu i tych 6000 MW z farm lądowych (nowych) i tych z farm morskich i jeszcze pewnie tysięcy MW z kolejnych farm fotowoltaicznych jakie powstałyby na północy Polski. Zatem blokując farmy lądowe i fotowoltaiczne w północnej Polsce będzie można utrzymać „czerwony dywanik” dla projektów farm morskich.
Dodatkowo można sobie przeczytać w tabelach 9.1 i 9.2 na samym końcu tego planu rozwoju operatora o planowanym braku mocy dyspozycyjnej w systemie. Kluczowe są tu dwa wskaźniki:
Piewszy to LOLE (Loss of Load Expectation) – oczekiwany sumaryczny czas trwania deficytów mocy w rozpatrywanym okresie. Zgodnie z rozp. ME z 18.07.18 w sprawie wykonywania obowiązku mocowego, jego rozliczania i demonstrowania oraz zawierania transakcji na rynku wtórnym – ten wskaźnik jest standardem bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych i wynosi nie więcej niż 3 godziny.
Drugi to EENS (Expected Energy not Supplied) – oczekiwany wolumen energii niedostarczonej w wyniku deficytów mocy w rozpatrywanym okresie.
Dane dla roku 2026 to minimum 203 godziny LOLE i minimum 136 GWh EENS. Wymagana dodatkowa moc dyspozycyjna w KSE aby to nie nastąpiło, to 3500 MW w roku 2026 a nawet 6000 MW w roku 2029. Jeśli dodatkowo do systemu podłączono by w roku 2026 te 4-6 GW mocy wiatrowych oraz wrosłaby znacznie moc farm fotowoltaicznych to potrzeby w zakresie mocy dyspozycyjnej w 2026 i 2029 będą znacznie większe (w stosunku do liczb podanych wcześniej). Tego problemu na razie nie rozwiązano, nie widać skąd wziąć 3500 dodatkowych mocy dyspozycyjnych w 2026 r i 6000 MW w 2029 r. .
Brak mocy dyspozycyjnej w systemie wynikać będzie z określonych działań i zaniechań, ale to temat inną, już czysto polityczną dyskusję.
Podobny problem odkryły już stany Teksas i Kalifornia, które jednak zamierzają go rozwiązać przy pomocy magazynów energii. W najbliższych kilku latach planują instalację magazynów energii o mocy ok. 7 GW. Oba te stany dominujące w gospodarce USA mają regularnie poważne problemy ze swoimi sieciami. Przyjęto tam (nieoficjalnie) współczynnik 27% tzn. na każde nowe 100 MW OZE należy wybudować magazyny energii o mocy 27 MW.
Ustawa 10h i jej niewielka modyfikacja z roku 2023 stanowiły i stanowią celowe i inteligentne zablokowanie starych projektów wiatrowych tak, aby one nigdy nie weszły na rynek – jak nie mają pozwolenia na budowę to nie mogą stawiać żadnych roszczeń wobec systemu elektroenergetycznego. Jest to zręczne choć może niezbyt etyczne postępowanie.
Linie wysokiego napięcia (których budowa trwa obecnie) zostaną zużyte na potrzeby farm morskich (to wynika z ww. planu rozwoju) a następnie nowe linie (te z nowego planu rozwoju) pójdą tylko na potrzeby energetyki jądrowej przy Bałtyku. Czyli dopiero za jakieś 20-30 la (może to będzie plan rozwoju na lata 2040-2050) pozwoli się na budowę na północy jakichś nowych mocy. Innym rozwiązaniem jest to, że ci czekający inwestorzy na własny koszt zbudują nie kabel 62 km 120 MW jak ostatnio zrobiono to na Mazowszu, ale sfinansują prywatny kabel 400 km o mocy 4000 MW – z terenów północnej Polski do aglomeracji śląskiej.
Nowy rząd po wyborach będzie (co najwyżej) mógł porzucić projekt jądrowy nad Bałtykiem a przewidywane inwestycje dla wyprowadzenia mocy z energetyki jądrowej (wpisane już do planu rozwoju) udostępnić tym „starym” inwestorom czekającym już ponad 8 lat. Ale mam spore wątpliwości czy to zrobi.
Można zatem się spodziewać, iż po wyborach także w Polsce zostaną zaostrzone zasady. Ze względu na stabilność sieci będą istnieć dalsze ograniczenia (techniczne i finansowe) w realizacji przyłączeń nowych producentów w północnej Polsce.
Dr Piotr Syryczyński – analityk techniczny, w 1999 r. negocjował zasady działania i statut organizowanej Giełdy Energii, w latach 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 Bałchasz). Doradca techniczny i środowiskowy instytucji finansujących przy szeregu projektach infrastrukturalnych i energetycznych w Polsce i na Morzu Bałtyckim w latach 2002-2005, 2009-2011 oraz 2015 – 2021.
Partnerzy portalu
