Kłossowski: Najpierw stabilność, potem nowe interkonektory (ROZMOWA)
ROZMOWA
Z prezesem Polskich Sieci Elektroenergetycznych Erykiem Kłossowskim rozmawiamy o połączeniach transgranicznych z Litwą i Ukrainą, a także o ryzyku niedoborów dostaw energii elektrycznej w Polsce.
BiznesAlert.pl: Minister energii Krzysztof Tchórzewski stwierdził, że Polska chce zaoferować energię elektryczną naszym sąsiadom. Jakie kierunki dostaw wchodziłyby w grę?
Eryk Kłossowski: Jak w przypadku każdego towaru ważna jest cena. Jeżeli nasza energia będzie konkurencyjna cenowo w stosunku do energii produkowanej w innych krajach, to zawsze będzie na nią popyt. Już teraz zdarza się, że jesteśmy eksporterem energii.
Czy Pana zdaniem LitPol Link 2 powstanie? Jeżeli tak, to kiedy i czy Polska potrzebuje rozbudowy interkonektora z Litwinami?
Uważam, że szanse na budowę LitPol Link 2 przez cenne pod względem krajobrazowym i środowiskowym tereny Mazur i Suwalszczyzny są bardzo małe. Już budowa dwutorowej linii 400 kV z Ełku do litewskiego Alytus była na tyle trudnym projektem, że prawdopodobnie nie mamy zbyt wielkich szans na budowę kolejnej linii o podobnej przepustowości. Dlatego też cały czas, we wszystkich analizach dotyczących rozbudowy połączenia, zarówno tych tworzonych bilateralnie przez Litgrid i PSE, jak i tych zleconych do Joint Research Centre przez Komisję Europejską dla celu synchronizacji systemów krajów bałtyckich z systemem Europy kontynentalnej, postulujemy rozważanie budowy podmorskiego połączenia między Władysławowem a Kłajpedą.
Moglibyśmy przywołać przykład Doliny Rospudy. Mimo, że droga ingerowała w środowisko to projekt powstał.
Oczywiście, można przeprowadzić wstępne studium wykonalności takiego połączenia. Nie spodziewam się jednak przełomowych rezultatów. Z całą pewnością koszty budowy tego interkonektora będą wysokie. Pytanie, czy PSE i Litgrid stać na tę inwestycję. Natomiast podmorskie połączenie Władysławowo-Kłajpeda wydaje się być opcją zdecydowanie atrakcyjniejszą.
Wspomniał Pan o synchronizacji systemów elektroenergetycznych państw bałtyckich z systemami Europy kontynentalnej. Chcą one w ten sposób odłączyć się od energetycznego pierścienia, który pamięta jeszcze czasy Związku Radzieckiego. Jakie są korzyści i zagrożenia związane ze wspomnianą synchronizacją?
Joint Research Centre rozważa trzy scenariusze: synchronizacji z systemem skandynawskim, pracy wyspowej oraz synchronizacji z systemem Europy kontynentalnej. Wyniki tych analiz będą niebawem dostępne. Myślę, że trzeba się zdać przede wszystkim na rezultaty analiz rynkowych oraz analiz technicznych, jako głównych czynników podejmowania decyzji przez operatorów systemów przesyłowych.
Jeżeli mówimy o LitPol Link, to litewski minister energetyki Rokas Masiulis mówił, że jedynym pewnym źródeł dostaw energii dla Wilna jest połączenie NordBalt. Wspominał o połączeniu z Polską jako czymś nie do końca przewidywalnym. Z drugiej strony za 10 lat Litwa prawdopodobnie doświadczy deficytu mocy. W tym momencie chcę powrócić do wypowiedzi ministra Tchórzewskiego, który mówi o tym, że Polska chce stać się eksporterem energii. Czy wobec tego udostępnimy Litwinom pełną przepustowość LitPol Link 1?
Jest to możliwe. Pragnę jednak zauważyć, że na razie, na połączeniu LitPol Link alokacja zdolności przesyłowych odbywa się w ramach mechanizmu rynku dnia następnego (day ahead). Obecnie nie mamy na tym połączeniu wdrożonych mechanizmów alokacji rynku dnia bieżącego (intraday), ani alokacji w horyzoncie miesięcznym lub rocznym. Pełne wykorzystanie zdolności przesyłowych połączenia LitPol Link w obie strony – zarówno dla eksportu jak i importu – będzie możliwe po wdrożeniu alokacji w trybie rynku dnia bieżącego. Można powiedzieć, że z handlowego punktu widzenia LitPol Link nie jest na razie w pełni wykorzystywany.
Jeżeli LitPol Link nie jest w pełni wykorzystywany i nie wiadomo kiedy to nastąpi to nasuwa się pytanie o opłacalność budowy LitPol Link 2. Czy trwają konsultacje między PSE a Litgridem i spółką LitPol nad studium wykonalności tego projektu?
Z litewskim operatorem przeprowadzamy wyłącznie analizy rynkowe. Uważam, że to sam rynek powinien nam odpowiedzieć na pytanie o celowość rozbudowy dotychczasowego połączenia. Generalnie, kwestia zasadności budowy nowych połączeń międzysystemowych jest kwestią do rozstrzygnięcia w skali całej Europy, zwłaszcza jeżeli weźmie się pod uwagę fakt, że dotychczas istniejące połączenia międzysystemowe są wykorzystywane, według szacunków ACER, na poziomie około 30 procent.
Czy wobec tego PSE ma kolejne plany inwestycyjne? Czy istnieje szansa na wznowienie projektu budowy połączenia elektroenergetycznego Chmielnicka-Rzeszów?
Oczywiście, jest taka szansa. Pierwszym warunkiem jest powstanie na Ukrainie rynku energii elektrycznej zdolnego oferować transparentne i zbliżone do realiów kosztowych ceny energii. Drugim warunkiem jest osiągnięcie porozumienia ze stroną ukraińską w kwestii mechanizmów alokacji zdolności przesyłowych tego połączenia, które również będą miały charakter rynkowy i pozwolą obu operatorom systemów przesyłowych otrzymywać tzw. congestion fee, czyli dochód uzyskany w wyniku alokacji zdolności przesyłowych. W pierwszej kolejności trzeba wypracować warunki, a dopiero potem rozmawiać o budowie, czy rozbudowie połączenia.
Oceniam, że istotniejsze od budowy nowych połączeń międzysystemowych są przejrzyste i uczciwe warunki gry na rynkach elektroenergetycznych. Dopóki alokacja zdolności przesyłowych interkonektorów nie uwzględnia praw fizyki i topologii paneuropejskiej sieci przesyłowej, a przynajmniej topologii w regionie Europy Środkowej, rozmowy na temat jakichkolwiek nowych połączeń nie powinny mieć miejsca. Uporajmy się z istniejącymi, niegrafikowymi przepływami, które są powodowane błędnymi metodami alokacji oraz błędną wyceną energii na rynkach, a potem rozmawiajmy o budowie nowych połączeń międzysystemowych. Niech dobrze funkcjonujący rynek wykaże sensowność i potrzebę budowy nowych połączeń.
Czy tę sensowność mógłby przynieść rynek mocy?
Nie. Rynek mocy pozwala nam wyłącznie zapewnić długoterminową wystarczalność po stronie wytwarzania oraz usługi demand-side response (DSR). Natomiast tutaj przede wszystkim mówimy o wdrażaniu metody alokacji flow-based na istniejących połączeniach międzysystemowych i o radykalnej reformie funkcjonowania rynku bilansującego, polegającej na uwzględnieniu w wycenie energii wszystkich ograniczeń związanych z jej przesyłem. Dopóki ceny energii na rynkach bilansujących w Europie nie odzwierciedlają kosztu dostarczenia do punktu odbioru tej energii, rynki te będą źle funkcjonowały, a ceny z północnych Niemiec będą atrakcyjne dla południa Europy. Koszt przesyłu jest socjalizowany przez użytkowników wszystkich systemów elektroenergetycznych, przez które ta energia przepływa. Zatem można powiedzieć, że odbiorcy z południa Europy „bawią się” na koszt Europy Środkowej.
Dlaczego tego lata nie było blackoutu? Czego może spodziewać się zimą?
W tym roku udało się nam w miarę spokojnie przejść przez lato – po pierwsze dzięki temu, że pole remontowe jednostek wytwórczych zostało przesunięte na wiosnę i jesień, zatem latem do remontu nie było odstawionych tyle jednostek, co w poprzednim roku. Po drugie, nie mieliśmy do czynienia z aż takimi ekstremami temperatury, jak w 2015 roku. Po trzecie, od drugiej połowy czerwca uruchomiliśmy też przesuwniki fazowe, dzięki czemu udało się nieco ograniczyć negatywny wpływ przepływów niegrafikowych pochodzących z systemu niemieckiego. Natomiast tej zimy mogą znów pojawią się wyzwania związane zarówno z wysoką awaryjnością starych bloków konwencjonalnych, jak i problemy dotyczące poboru wody z rzek podczas mrozów. Mam nadzieję, że tym razem będą one mniejsze niż w zeszłym roku. Ponadto, Enea Wytwarzanie kończy budowę progu spiętrzającego na Wiśle, co pozwoli uniknąć takich sytuacji z jakimi mieliśmy do czynienia ubiegłej zimy, czyli koniecznością ograniczania mocy w blokach Elektrowni Kozienice.
Rozmawiał Piotr Stępiński
