Marszałkowski: Transformacja energetyczna to nie tylko elektrownie, ale również sieci

16 marca 2022, 07:35 Energetyka

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.

Sieci elektroenergetyczne. Źródło: freepik
Sieci elektroenergetyczne. Źródło: freepik

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.

Źródło: Polskie Sieci Elektroenergetyczne

Źródło: Polskie Sieci Elektroenergetyczne

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.

Źródło: Polskie Sieci Elektroenergetyczne

Źródło: Polskie Sieci Elektroenergetyczne

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.

Źródło: Polskie Sieci Elektroenergetyczne

Źródło: Polskie Sieci Elektroenergetyczne

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