"Staliśmy się skansenem". Ponura diagnoza szefa PSE ws. wiatraków

Grzegorz Osiecki, Tomasz Żółciak, dziennikarze money.pl: Bardzo się pan zmartwił, że prezydent zawetował ustawę wiatrakową?

Grzegorz Onichimowski, prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE): Bardzo, dlatego że energetyka wiatrowa na lądzie jest bardzo potrzebna.

Ponadto, przez ostatnie osiem lat staliśmy się skansenem europejskiej energetyki wiatrowej. Projekty u nas były realizowane na podstawie technologi, które już gdzie indziej dawno były wycofane lub wycofywane.

Co konkretnie dałaby zawetowana ustawa?

Po pierwsze, potencjał lądowych turbin wiatrowych zwiększyłby się dwukrotnie – zmiana z 700 na 500 metrów odległości wiatraków od zabudowań dawałaby dwa razy więcej potencjalnych lokalizacji.

Po drugie, ustawa zakłada możliwość prowadzenia równolegle dwóch procesów: administracyjnego uzyskiwania zgody na budowę z procesem środowiskowym. Dziś trzeba robić najpierw jedno, potem drugie.

A elektrownie wiatrowe poza obszarem lądu? Czy można je stawiać bez ograniczeń, czy cena może być konkurencyjna?

Mamy dwa ograniczenia. Po pierwsze, koszty infrastruktury przyłączenia, doprowadzenia energii na ląd, utrzymania tej infrastruktury. Jak zepsuje się coś w turbinie lądowej, to przyjeżdża dwóch ludzi w przysłowiowym tarpanie i naprawiają. A na morzu potrzebny jest statek. To są zupełnie inne poziomy kosztów.

Po drugie, kwestie bezpieczeństwa, które w kilku projektach w Europie skłoniły operatorów do postawienia weta wobec następnych inwestycji. Szwecja jest tego klasycznym przykładem.

Czyli że ktoś może przeciąć kabel?

Tak. A na tym kablu branża szuka oszczędności. Mówi: może zmniejszymy koszty infrastruktury, podłączając dwie, trzy farmy razem na jednym kablu. Tylko to rodzi kolejny problem. Jeśli weźmiemy którąkolwiek z dzisiaj realizowanych i planowanych farm, to są wielkości 1000 MW plus.

Największy konwencjonalny blok w Polsce ma 1000 MW w Kozienicach. Poziom rezerw, które musimy utrzymywać na potrzeby bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego, jest wyznaczany przez ten największy działający blok. Musielibyśmy te rezerwy bardzo podwyższyć, żeby mieć rezerwowe moce, które są gotowe na przejęcie odpowiedzialności za tę generację, jeśli byśmy ją utracili na skutek przecięcia takiego kabla. Dziś trudno jest wskazać, skąd miałyby pochodzić te dodatkowe, rezerwowe moce.

Ogólnie rzecz biorąc, w sprawie offshore'u (wiatraki na morzu – red.) nałożyły się na siebie trzy zjawiska: obniżka cen średnich energii w Europie, gwałtowny wzrost kosztów realizacji energetyki offshore'owej i kwestie bezpieczeństwa, które dawniej były teoretyczne, a dzisiaj mają praktyczny wymiar.

Jakie są koszty?

Przy pierwszych farmach wiatrowych w ramach pierwszej fazy – cena za 1 MWh wprowadzoną do sieci była określona na poziomie 319 zł plus inflacja, czyli dziś około 450 zł. Obecne poziomy zapisane w rozporządzeniu to 495-512 zł, a inwestorzy mówią, że to jest jeszcze za mało. Nasz ośrodek analityczny NCAE (Narodowe Centrum Analiz Energetycznych – red.) szacuje, że drugi etap inwestycji w offshore przy dzisiejszych cenach maksymalnych to koszt kilkudziesięciu miliardów złotych w ciągu 25 lat. Nie zapominajmy, że offshore'u ma być cztery razy więcej niż atomu.

Przyszedł kres inwestycji w offshore?

Jeśli znajdzie się inwestor, który taki projekt będzie chciał zrealizować po cenach korespondujących z naszymi ambicjami w obszarze długoterminowej ceny energii – a to jest rząd wielkości poniżej 100 euro – to welcome (witamy – red.). Ale jeśli nie, to musimy się głęboko zastanowić.

Czy pan to mówi, żeby odstraszyć inwestorów, czy urealnić ich oczekiwania?

Uważam, że zarówno inwestorzy muszą urealnić swoje oczekiwania, jak i państwo, bo mówimy o rachunkach nas wszystkich. To nie z budżetu będą te pieniądze, tylko będą widoczne na naszych rachunkach za energię elektryczną. Trzeba również pamiętać, że realizujemy olbrzymi program budowy źródeł konwencjonalnych, głównie gazowych, który będzie się przekładał na rynek mocy. To też będzie na uwzględnione w naszym rachunku.

Jak to rzutuje na przygotowany do negocjacji z Brukselą Krajowy Plan w dziedzinie Energii i Klimatu (KPEiK) oraz nasz miks energetyczny?

Uważam, że nas czeka dyskusja – jak najbardziej ekspercka, jak najmniej polityczna – o optymalnym miksie dla Polski za 10, 15, 20 lat.

Ze swojej strony proponujemy Ministerstwu Energii reformę systemu przyłączeń. Zależy nam, aby budować sieć i wydawać pieniądze z Krajowego Planu Odbudowy tak, żeby było to optymalne. Będziemy proponować, w jakich lokalizacjach ile odnawialnych źródeł energii będziemy chcieli przyłączyć, a inwestorzy będą mogli konkurować o przyłączenie.

W KPEiK są założenia spadku cen dla gospodarstw domowych o 27 proc., podobnie w przemyśle i usługach. Czy to realne?

To był scenariusz wynikający z przeliczeń w modelu, który zastosowało Ministerstwo Klimatu i Środowiska. Wierzymy, że cena energii może dość istotnie spadać – przez cenę energii rozumiemy cenę tego towaru. Natomiast na pewno będą rosły ceny dostawy energii, czyli koszty związane z siecią, rynkiem mocy, opłatą OZE, opłatą atomową. Jedyną receptą jest optymalizowanie miksu wytwórczego i racjonalne inwestycje w sieć – zarówno przesyłową, jak i dystrybucyjną.

Jak wygląda miks marzeń? Czego i ile w systemie?

Powinniśmy zabezpieczyć dwie rzeczy. Po pierwsze – bezpieczeństwo dostaw, czyli mieć tyle energetyki konwencjonalnej lub dyspozycyjnej, żeby nawet kiedy przez kilka dni z rzędu nie ma produkcji energii z odnawialnych źródeł, można było pokryć zapotrzebowanie. Po drugie – żeby mieć taki miks, dzięki któremu energia będzie produkowana najtaniej.

Jaki jest próg bólu polskiej gospodarki na cenę energii?

To nie jest tak, że jest jakaś konkretna cena, bo za każdym razem mówimy o cenie względnej. Jeśli na całym świecie ceny wzrosną do 200 euro, to jak u nas będzie 150, to jesteśmy super. Gdybyśmy odnosili się do dzisiejszej sytuacji, to cena energii w granicach 300 zł z niewielkim haczykiem powinna być ceną, przy której przemysł miałby się zdecydowanie lepiej. Dzisiaj mamy kontrakty na przyszły rok po 420 zł, a przemysł mówi: za drogo. No i oczywiście przemysł chce minimalizacji kosztów dostawy. To się może zrealizować m.in. poprzez dedykowane linie łączące przemysł z własną generacją.

Jak wpłynie na mapę energetyczną kraju przenoszenie się mocy wytwórczych z południa na północ?

Będzie coraz więcej przyłączy bezpośrednich, działania poza systemem. Te rynki lokalne będą tańsze wszędzie tam, gdzie jest bliżej do źródeł. Ale w samym systemie prawdopodobnie zostanie zachowana zasada "miedzianej płyty", czyli że wszędzie cena energii z systemu jest taka sama. Jednocześnie, i to jest globalne zjawisko, ilość energii przesyłanych liniami najwyższych napięć maleje, gdyż coraz więcej jest energii produkowanej lokalnie, więc inwestujemy w sieć, która jest coraz mniej używana, a z drugiej strony – my mamy jej coraz więcej budować. To stwarza pewne problemy. Każda złotówka wydana na sieć powinna być wydawana z sensem, więc wzywamy do głębokiej refleksji w tej sprawie.

Czy linia HVDC – prądu stałego, będzie budowana?

Wszystko zależy od projektów offshore'owych. Jeśli realizowalibyśmy pełen projekt offshore, wszystko, co było w pierwotnym zamierzeniu rządu Morawieckiego, to prawdopodobnie taka potrzeba będzie. Ale jeśli okaże się, że ten prąd jest za drogi, to jej nie będzie. Uważam, że ta część offshore'u, która dzisiaj jest realizowana, dobrze się wpisuje w obecne założenia. Natomiast trzeba mieć świadomość, że największą wartością na rynku energii jest elastyczność – możliwość dostosowywania się do potrzeb systemu.

W przypadku kontraktu różnicowego płacimy za każdą wyprodukowaną megawatogodzinę, niezależnie od tego, czy była w tym momencie potrzebna. Działamy przeciwko elastyczności systemu.

Co pan sądzi o stopniowym wprowadzaniu obowiązkowej fotowoltaiki na nowych budynkach – najpierw publicznych i komercyjnych, potem na kolejnych kategoriach?

Trzeba przyjąć do wiadomości, że odnawialne źródła energii przestały być fanaberią. Ale też z drugiej strony, nie można mówić, że jeśli teoretyczna zdolność do wyprodukowania energii z instalacji OZE jest X, to X musi wpłynąć do systemu. Dokładnie tak samo jest z energetyką konwencjonalną – ona też nie działa na 100 proc. mocy, bo te 100 proc. było budowane na zimę z -20 C.

System skonsumuje energii tyle, ile będzie potrzebował. Dlatego ważne będą sposoby na lokalne zagospodarowanie takiej energii – pompy ciepła, magazyny energii, ładowarki do samochodów elektrycznych. Mieszkańcy będą wiedzieli, że jak świeci słońce, to ładują swoje samochody za darmo.

Na pewno potrzebna jest integracja polityki energetycznej na różnych poziomach. Klasycznym przykładem był projekt rozporządzenia MRiT o magazynach energii – pomysł, że trzeba uzyskać pozwolenie na budowę dla magazynu na więcej niż 10 kilowatogodzin. Tymczasem średni samochód elektryczny ma 50 kWh. Czy potrzebuje pozwolenia na budowę, żeby wjechać do garażu? To pokazuje, jak ważna jest integracja – klimat, energia, MG mówią o różnych aspektach, a trzeba to wszystko powiązać.

Transformacja to bardzo złożony proces, ale tych możliwych synergii jest tak wiele, że nie tylko ceny energii elektrycznej mają szansę spaść, ale udział wszystkich wydatków energetycznych w naszych portfelach ma szansę obniżyć się diametralnie. Przez to rozumiem nie tylko koszt samej energii elektrycznej, ale też transport, ciepło i generalnie koszty działania przemysłu.

Rozmawiali: Grzegorz Osiecki i Tomasz Żółciak, dziennikarze money.pl