W debacie o polskiej energetyce przyszłości wiele czasu poświęcamy na to jaką energię wyprodukujemy, z czego i za ile. Często w dyskusjach tych można zapomnieć o ważnym elemencie – w jaki sposób tę energię rozdysponujemy po naszym kraju? Wyzwań przed rozbudową sieci jest wiele, a od ich rozwiązania zależeć będzie powodzenie całego projektu transformacji polskiej elektroenergetyki– pisze Mariusz Marszałkowski, redaktor BiznesAlert.pl.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne, operator polskiego systemu elektroenergetycznego, opublikował 14 marca projekt planu rozwoju sieci na lata 2023-2032. Dokument ten został skierowany do konsultacji, a później będzie wymagał formalnego zatwierdzenia przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną (zwany Planem rozwoju systemu przesyłowego, PRSP) zawiera wszystkie planowane inwestycje operatora w perspektywie następnej dekady. Dokument ten definiuje z perspektywy PSE największe wyzwania, a także szanse dla polskiej elektroenergetyki. Takie opracowanie jest również potrzebne z powodu technicznego unormowania zapisów różnych rządowych i międzynarodowych dokumentów strategicznych, które często zawierają w sobie sprzeczne zapisy. Z racji funkcji jaką pełni PSE, z perspektywy spółki istotne jest „urealnienie” i maksymalne uszczegółowienie kierunku, w którym ma podążać w najbliższych latach polska energetyka.
Od czasu przyjęcia wcześniejszego PRSP w czerwcu 2020 roku, pojawiło się kilka strategicznych dokumentów dotyczących perspektyw polskiej energetyki. Były to m.in. Polityka Energetyczna Polski do roku 2040 (PEP2040), Krajowy Plan na Rzecz Energii i Klimatu na lata 2021-2030 (KPEiK), Ustawa o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych czy Program Polskiej Energetyki Jądrowej (PPEJ). Wszystkie te dokumenty zawierały swoje projekcje tego, jak będzie wyglądał m.in. miks energetyczny Polski w perspektywie następnych 10-20 lat. Założenia zawarte w tych dokumentach często odbiegają od siebie, co stanowi wyzwanie dla PSE, które muszą planować inwestycje w taki sposób, by uwzględnić projekty m.in. firm energetycznych, ale także zapotrzebowanie lokalnych odbiorców energii i przyjęte strategie rządowe.
Ponadto plany inwestycyjne PSE muszą uwzględniać tendencje i regulacje wynikające ze zobowiązań międzynarodowych. Tutaj kluczowymi elementami układanki są plany Komisji Europejskiej związane z tzw. Zielonym Ładem czy plany rozwoju transgranicznej sieci przesyłowej w ramach ENTSO-E. Kolejnym powodem aktualizacji planu inwestycyjnego PSE są zmiany zachodzące w samym KSE, czyli m.in. zwiększenie konsumpcji energii, nowy kształt miksu, rozwój sektora prosumentów czy postępująca elektryfikacja, ale także potencjalne inwestycje w sektorach high-tech i informatycznym, które wymagają dostępu do dużych wolumenów energii.
PEP a plan inwestycyjny PSE
Polityka Energetyczna Polski do 2040 roku jest sztandarowym dokumentem polskiej energetyki. Wyczekiwany od lat, został przyjęty w 2021 roku. Jedni uznali go za kamień milowy, inni już od podstaw za zbyt archaiczny w założeniach.
Z perspektywy PSE istotną rolę odgrywa prognozowanie polskiego miksu przyszłości, z największym naciskiem na rolę OZE. Udział energii produkowanej ze słońca czy wiatru ma kolosalne znaczenie nie tylko dla spełnienia założeń transformacji energetycznej i odejścia od paliw kopalnych, ale także z perspektywy przyszłych inwestycji w sieć czy utrzymania odpowiednich parametrów jej pracy. Według założeń PEP2040 w 2030 roku 33 procent energii będzie produkowana w Polsce z OZE. Warto tu podkreślić, że nie jest to klasyczna prognoza, a założenia idealnego miksu przy wystąpieniu określonych przesłanek, np. cenach uprawnień emisji CO2 na poziomie 54 euro za tonę w 2030 roku, czy wzroście konsumpcji energii na średnim poziomie 1,24 procent rocznie w okresie 2020-2040.
Jednak według obliczeń PSE, poziom udziału OZE w miksie energetycznym Polski może przekroczyć 50 procent już… na początku lat 30.
Zgodnie z danymi na koniec 2021 roku, w Polsce zainstalowane było 7306 MW mocy w lądowych farmach wiatrowych oraz 7780 MW w fotowoltaice. Do 2030 roku, zgodnie z danymi planowanych inwestycji, mających wydane warunki przyłączeniowe, w lądowych farmach wiatrowych zostanie oddanych dodatkowe 7630 MW mocy, w instalacjach fotowoltaicznych będzie to aż 14343 MW, nie włączając do tego mikroinstalacji prosumenckich. Dodatkowo w 2030 roku Krajowy System Elektroenergetyczny zasili również 8389 MW energii elektrycznej płynącej z morskich farm wiatrowych zlokalizowanych na Bałtyku. Razem daje to 45,5 GW mocy zainstalowanej w OZE do roku 2030, co według danych PSE może odpowiadać za produkcję ponad 100 TWh energii rocznie.
Obecne zużycie energii w Polsce kształtuje się na poziomie ponad 150 TWh energii elektrycznej netto. Zgodnie z prognozami PSE, w wariancie uwzględniającym m.in. 1,8 mln samochodów elektrycznych oraz milion pomp ciepła, zużycie energii elektrycznej netto w 2032 roku wyniesie 190 TWh. Zatem sama moc instalacji w OZE ma zapewnić ponad połowę produkcji energii już po 2030 roku.
PSE widzi ryzyko luki wytwórczej energii w najbliższych latach. Wynika to z odstawiania konwencjonalnych, węglowych źródeł produkcji prądu przy jednoczesnym niedostatecznym zastąpieniu ich innymi stabilnymi źródłami. Do 2040 roku konieczne stanie się zapewnienie 17,5 GW dyspozycyjnych mocy, które będą stabilizować KSE.
Z perspektywy operatora, ważne jest utrzymanie pewności zasilania odbiorców w każdych warunkach. Źródła odnawialne nie są w stanie tego zapewnić. Zgodnie z wyliczeniami PSE, lądowe farmy wiatrowe posiadają współczynnik wykorzystania mocy na poziomie 30-40 procent. W przypadku morskich farm wiatrowych będzie to 40-48 procent, natomiast w przypadku fotowoltaiki jedynie 10-14 procent. Tyle energii sumarycznie można wyprodukować z tych źródeł przy założeniu średnich, rocznych warunków (wietrzności, nasłonecznienia). Jeszcze trudniej sytuacja wygląda w przypadku współczynnika dyspozycyjności mocy, czyli ilości mocy dyspozycyjnej przez co najmniej 4 godziny w ciągu dnia. W przypadku lądowych farm wiatrowych współczynnik ten wynosi 13,94 procent, w przypadku morskich farm wiatrowych 19,84 procent, a w przypadku fotowoltaiki 2,34 procent. Oznacza to, że dla każdych 100 MW mocy zainstalowanej w elektrowniach słonecznych, operator przez cały rok może liczyć średnio na niespełna 3 MW dyspozycyjnej mocy. W przypadku farm słonecznych jest to oczywiste ze względu na cykl produkcji energii, przypadający jedynie na dzień.
Aby zapewnić poprawne funkcjonowanie całego systemu elektroenergetycznego, biorąc pod uwagę wyzwania związane z coraz większym udziałem OZE w ogólnym miksie zainstalowanej mocy wytwórczej, operator rozważa pozyskanie własnej jednostki wytwórczej energii lub magazynu energii. PSE bierze pod uwagę budowę bloku bądź bloków wytwórczych o łącznej mocy 500 MW. Taka elektrownia, np. gazowa, zapewniałaby elastyczną rezerwę dla operatora w przypadku konieczności bilansowania sieci. Podobne zadanie mógłby pełnić bateryjny magazyn energii o podobnej mocy, który byłby w stanie pracować przez co najmniej osiem godzin.
Kolejnym istotnym elementem nowego planu inwestycyjnego jest rozważana budowa dwutorowego połączenia stałoprądowego na potrzeby przesyłu energii elektrycznej z północy Polski na południe. Konieczność ta wynika ze zmiany geografii wytwarzania i konsumpcji energii elektrycznej w Polsce. Obecnie główne elektrownie produkujące energię na potrzeby polskiej gospodarki zlokalizowane są w południowej i centralnej części Polski. Ze względu na transformację polskiej energetyki, plany powstania morskich farm wiatrowych, połączenia międzysystemowego z Litwą Harmony Link i elektrowni jądrowej na wybrzeżu, konieczne stanie się przesyłanie energii do odbiorów zlokalizowanych na południu. Zgodnie z wyliczeniami spółki, optymalna kosztowo jest budowa nowego połączenia w technologii HVDC. Inwestycja o wartości około 10 mld złotych byłaby w stanie przesyłać moc 4 GW. Przewagą linii prądu stałego jest minimalna strata energii podczas przesyłu, co w ogólnym bilansie oznacza oszczędności rzędu 200 milionów złotych rocznie.
Transformacja energetyczna to wyzwanie nie tylko dla koncernów energetycznych, ale również dla operatora sieci przesyłowej. To od skoordynowanych działań producentów energii z zarządzającym siecią zależy, czy transformacja energetyczna Polski zakończy się sukcesem. PSE musi zadbać o to, aby energia wyprodukowana w nowych inwestycjach takich jak elektrownia jądrowa czy morskie farmy wiatrowe mogła sprawnie i bez dużych strat popłynąć do odbiorców. Plan inwestycyjny PSE na najbliższe 10 lat ma wartość ponad 36 mld złotych. To również pokazuje skalę zaangażowania tej spółki i tego, jak wiele jest przed nami inwestycji w sieć przesyłową. Zwłaszcza w kontekście odwrócenia znanej nam dotychczas struktury wytwarzania energii na południu.
Polskie sieci do przebudowy: 50 procent OZE, linia Północ-Południe i moc interwencyjna
