Energia z morskich farm wiatrowych na Bałtyku popłynie pod koniec 2026 roku. Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) oddadzą w tym czasie stację i pierwszą linię najwyższych napięć. W kolejnych latach wolumen energii elektrycznej produkowanej na Bałtyku będzie stopniowo rósł. Dlatego powstaną kolejne linie mające do 2028 roku wprowadzić tę moc do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE). Po 2030 roku konieczne będzie także podłączenie elektrowni jądrowej na Północy. Dekarbonizacja może jednak przyspieszyć plany rozbudowy sieci. Czy operator jest na to gotowy? – zastanawia się Bartłomiej Sawicki, redaktor BiznesAlert.pl.
Atom, OZE i klimat
Plan rozwoju na rzecz zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2021-2030 (PRSP) daje wiele odpowiedzi na pytania o rozbudowę sieci przesyłowych. PSE przygotowuje się niej zaczynając od analizy. Etapy procesu analitycznego składają się z pięciu elementów:
- Prognoza zapotrzebowania na moc i energię elektryczną;
- Prognoza zmian w strukturze wytwarzania – miks energetyczny;
- Prognoza przepływów transgranicznych;
- Obliczenia techniczno-ekonomiczne;
- Weryfikacja zakresu inwestycji wyznaczonych na etapie analizy techniczne.
PSE podają, że przy projektowaniu inwestycji zostały przeprowadzone analizy optymalizacyjne przyszłej struktury zasobów wytwórczych w KSE. Kryterium była minimalizacja całkowitych kosztów pokrycia zapotrzebowania na energię przy uwzględnieniu licznych warunków ograniczających o charakterze techniczno-ekonomicznym. Na tym etapie jeszcze nie zostały uwzględnione ograniczenia sieciowe. Analizy zostały wykonane w odniesieniu do zróżnicowanych scenariuszy, które odzwierciedlają globalne czynniki niepewności co do cen paliw oraz deterministycznego rozwoju wybranych technologii.
Podstawowymi czynnikami różnicującymi scenariusze są ceny uprawnień do emisji oraz wolumen mocy w poszczególnych rodzajach OZE, a także fakt budowy elektrowni jądrowych. – Każdy ze scenariuszy dla 2030 roku pozwala na osiągnięcie celu OZE w sektorze energii elektrycznej istotnie przekraczającego 30 procent, pozwalającego tym samym na osiągnięcie celu krajowego na aktualnie deklarowanym poziomie – czytamy w dokumencie operatora.
Warianty rozwoju sieci do 2030 roku. Nawet 11 GW morskich farm wiatrowych
Polskie Sieci Elektroenergetyczne przygotowały scenariusze rozwojowe wykorzystane w procesie analitycznym w perspektywie 2025 i 2030 roku. W pierwszej kolejności dokonano oceny sieci przesyłowych w 2025 roku, przyjmując przy tym zakończenie wszystkich zaplanowanych do tego czasu inwestycji, które są obecnie realizowane. W roku 2025 dokonano analizy dwóch scenariuszy bazowego (CbG25) oraz wysokich cen CO2 (GbC25). Wyniki oceny układu sieciowego zidentyfikowały zakres potrzeb rozbudowy i modernizacji sieci przesyłowej dla obu scenariuszy. Jednak zdaniem PSE ceny uprawnień do emisji CO2 w 2025 roku przy zadanej strukturze źródeł wytwórczych nie będą jeszcze miały istotnego wpływu na uwarunkowania pracy sieci przesyłowej, a tym samym na potrzeby inwestycyjne. Zostały przeanalizowane łącznie cztery scenariusze na 2030 rok zgodnie z informacjami przedstawionymi w poprzednim rozdziale. To pozwoliło na identyfikację trzech różnych potrzeb rozwoju sieci przesyłowej:
- W opinii operatora najmniejszym zakresem wymaganych zadań odznaczył się wariant „pasywny”. Nie uwzględnia on rozwoju morskich elektrowni wiatrowych, dla którego nie było potrzeby realizacji istotnej części inwestycji na północy KSE;
- Szerszym zakres zadań inwestycyjnych wymaga wariant „zrównoważony”. Oparty jest on na scenariuszach CbG i GbG, który wymagał dodatkowych inwestycji na północy KSE na potrzeby przyłączenia morskich elektrowni wiatrowych;
- Największy zakres inwestycji został zidentyfikowany w wariancie „ekspansji” opartym na scenariuszu dynamicznego rozwoju morskich elektrowni wiatrowych, który wymagał oprócz inwestycji na północy kraju, wzmocnienia sieci przesyłowej w środkowej części KSE. W wariancie tym przyjęto przyłączenie morskich farm wiatrowych o mocy 10,1 GW zgodnie następującym podziałem: 5,25 GW – rejon Żarnowca, 4,85 GW – rejon Słupska.
Ponadto, na bazie scenariusza dynamicznego rozwoju morskich farm wiatrowych (offshore) oraz wariantu ekspansji rozwoju sieci zostały wykonane analizy mające na celu sprawdzenie innego rozkładu przyłączenia farm uwzględniającego również obszar Ławicy Odrzanej (przyłączenie do stacji elektroenergetycznej Dunowo) oraz określenie granicznej mocy zainstalowanej morkich farm w 2030 roku. Graniczna wartość mocy zainstalowanej morskich farm w 2030 roku przy założonym zakresie rozwoju sieci przesyłowej zgodnym z wariantem ekspansji wynosi zdaniem PSE nawet 11 GW.
Scenariusze rozwoju sieci
Plan rozwoju sieci PSE do 2030 roku zakłada cztery scenariusze. Dwa z nich zakładają rozwój offshore’u i atomu w tempie umiarkowanym oraz przyspieszonym. Poszczególne scenariusze są opisane planie rozwoju opublikowanym w 2020 roku w odniesieniu do zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną (PRSP) na lata 2021-2030. Scenariusz umiarkowanego rozwoju morskich farm wiatrowych zakłada, że moc zainstalowana tych źródeł osiągnie w 2030 roku 6,6 GW zaś scenariusz dynamicznego rozwoju przewiduje osiągnięcie ponad 10 GW (ale kosztem mniejszego udziału fotowoltaiki oraz lądowych farm wiatrowych). PRSP w perspektywie do 2030 roku nie obejmuje rozwoju energetyki jądrowej. Scenariusze po 2030 roku już taką inwestycje przewidują, bo pierwszy reaktor ma być gotowy w 2033 roku. Należy dodać, że PRSP jest aktualizowany przez operatora systemu przesyłowego nie rzadziej niż co trzy lata zgodnie z ustawą Prawo energetyczne. Oznacza to, że będzie zaktualizowany jeszcze przed zawarciem umowy przyłączeniowej dla elektrowni jądrowej w 2023 roku przewidzianym w Programie Polskiej Energetyki Jądrowej
Potrzeba rozbudowy sieci elektroenergetycznej na północy kraju wynika z konieczności wyprowadzenia mocy z offshore. Obecnie budowa morskich farm wiatrowych planowana jest przez spółki zależne Polskiej Grupy Energetycznej, Orlen czy Polenergię z Equniorem, ale należy się spodziewać zwiększonej aktywności innych inwestorów.
Nowe źródła wytwórcze wymagają wzmocnienia sieci przesyłowej na Północy. Dlatego należy zbudować linie przesyłową z Choczewa. PSE podkreśla, że przewidywana moc offshore, określona w projekcie Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku, wynosi 10,9 GW. Operator podpisał umowy przyłączeniowe albo wydał warunki przyłączenia projektom farm o łącznej mocy ponad 8 GW. – Stacje oraz linie, które PSE wybudują i zmodernizują w najbliższych latach, są projektowane tak, aby tę moc efektywnie odebrać i przesłać do odbiorców – zapewnia.
PSE szykują się do przyłączenia 8 GW mocy z morskich farm wiatrowych
PSE zapewniają, że w ostatnich latach realizowane są niezbędne inwestycje służące realizacji celu opisanego powyżej. Na ukończeniu są prace nad nową stacją elektroenergetyczną Gdańsk Przyjaźń, ciągiem liniowym od Gdańska przez Pelplin do Grudziądza czy linią od Gdańska przez Żydowo do Słupska. – PRSP przewiduje kolejne elementy, a tym samym realizację do 2030 roku jednego z największych projektów inwestycyjnych związanych z rozbudową infrastruktury przesyłowej. Modernizowany jest także ciąg liniowy od Krajnika do Plewisk i dalej do centrum kraju. Trwają również przygotowania do budowy połączenia morskiego kabla Harmony Link, który połączy Polskę i Litwę – tłumaczy PSE w odpowiedzi na pytania redakcji. Łączny koszt tych przedsięwzięć to prawie pięć miliardów złotych. Pozwolą one – zdaniem PSE – na znaczące podniesienie pewności zasilania KSE oraz umożliwią przesył dużych wolumenów energii.
W ciągu dziesięciu lat kluczowa będzie budowa konkretnych linii przesyłowych i stacji elektroenergetycznych oraz zrealizowanie kilku inwestycji, jak:
-
- Budowa nowej stacji 400 kV Choczewo – CWO – z wyprowadzeniem mocy do nacięcia linii ZRC-SLK;
- Budowa linii 400 kV relacji SE Choczewo – Żarnowiec;
- Budowa linii 400 kV relacji SE Choczewo – Gdańsk Przyjaźń;
- Budowa linii 400 kV relacji SE Choczewo do nacięcia linii 400 kV Gdańsk Błonia – Grudziądz Węgrowo;
- Budowa nowej stacji 400 kV Krzemienica – KZE – z wprowadzeniem do linii 400 kV Dunowo – Słupsk i linii 400 kV Słupsk – Żydowo Kierzkowo.
Obecnie PSE prowadzą studia wykonalności wszystkich wymienionych inwestycji. Intensywne prace projektowe, obejmujące analizy planistyczne, środowiskowe i społeczne, trwają już od początku 2020 roku. Celem jest, aby infrastruktura morska i lądowa były gotowe równocześnie. Energia z morskich farm wiatrowych na Bałtyku popłynie pod koniec 2026 roku. PSE oddadzą w tym czasie stację i pierwszą linię najwyższych napięć. Na przestrzeni kolejnych lat ilość energii elektrycznej produkowanej na Bałtyku będzie stopniowo rosła. Dlatego do 2028 roku powstaną kolejne linie, aby tę moc wprowadzić efektywnie do KSE. Koszt inwestycji w infrastrukturę przesyłową na Pomorzu do 2030 roku jest szacowany na prawie pięć miliardów złotych.
Nakłady na rozwój sieci energetycznej w latach 2021-2030 wyniosą 14,16 mld zł
Atom i offshore do Choczewa?
Mapa planowanych inwestycji PSE rodzi pytanie o to, jak podłączyć elektrownię jądrową i offshore do sieci. PSE podkreślają, że nie wszystkie wymienione jednostki zostaną przyłączone do jednej stacji Choczewo wspomnianej wyżej. Zgodnie ze scenariuszem „ekspansji” morskie farmy wiatrowe będą przyłączone do 2030 roku w okolicach Żarnowca i Słupska. Warto przy tym wspomnieć, że dwie potencjalne lokalizacje pierwszej elektrowni jądrowej są znajdują się blisko siebie. Chodzi o Lubiatowo-Kopalino i Żarnowiec. Zapotrzebowanie na nowe stacje elektroenergetyczne będzie zależeć od scenariusza rozwoju morskiej energetyki wiatrowej oraz jądrowej do 2040 roku.
Warianty rozbudowy sieci przesyłowych do 2030 roku
PSE opisały we wspominanym dokumencie inwestycje planowane po 2030 roku, które zostały ujęte w czterech wariantach. Wariant „A” zakłada umiarkowany rozwój morskich elektrowni wiatrowych oraz urochomienie elektrowni jądrowych.
W wariancie „A” zostały przyjęte umiarkowane ceny uprawnień do emisji CO2 (38,15 euro/t). Rozwój sieci w tym scenariuszu jest uwarunkowany koniecznością wyprowadzenia mocy z atomu. W tym celu miałaby powstać nowa stacja elektroenergetyczna o napięciu 400 kV przyłączona do linii 400 kV Żydowo Kierzkowo-Gdańsk Przyjaźń, do której doprowadzona zostanie moc z elektrowni jądrowej. Posłużą temu dodatkowo nowe linie 400 kV z nowej stacji do stacji Grudziądz oraz Bydgoszcz/Piła Krzewina. Analizy wykazały również potrzebę wzmocnienia sieci przesyłowej w centralnej i południowej części kraju. W tym celu została zaplanowana budowa nowych połączeń 400 kV Pątnów-Stryków, Ostrów-Kromolice/Pątnów, Polkowice-Baczyna/Plewiska, a także przebudowę istniejących linii 400 kV na linie dwutorowe: Gdańsk Błonia, Olsztyn-Mątki i Grudziądz-Płock. Na południu kraju przyjęto budowę linii 400 kV Dobrzeń-Blachownia-Wielopole. Plan zakłada również wykorzystanie obu linii 400 kV Olsztyn Mątki-Ostrołęka-Wyszków-Stanisławów o napięciu 400 kV.
Warianty „B” i „D”, są podobne, dlatego są omawiane razem. Zakładają dynamiczny rozwój morskich elektrowni wiatrowych oraz brak elektrowni jądrowych w Polsce. W wariancie B zostały przyjęte umiarkowane ceny uprawnień do emisji CO2 (38,15 euro/t), natomiast w wariancie D przyjęto wysokie ceny uprawnień (56,86 euro/t). Analizy PSE wykazały, że oba warianty odznaczają się zbliżonymi potrzebami rozwoju sieci przesyłowej.
Punktem wyjścia do analiz w odniesieniu do wariantów B i D był układ sieci zgodny z wariantem „ekspansji” rozwoju sieci do 2030 roku. Chodzi głównie o zapewnienie przesyłu energii na południe kraju w związku z planowanym wyłączeniem z eksploatacji elektrowni węglowych. W tym celu konieczna będzie budowa nowych połączeń do Górnego Śląska od strony północno-zachodniej i północno-wschodniej: dwutorowej linii 400 kV Dobrzeń-Blachownia-Wielopole oraz dwutorowej linii 400 kV Kozienice-Kielce. Analizy wykazały również potrzebę wzmocnienia sieci przesyłowej w centralnej części kraju, dlatego też plan zakłada budowę nowych relacji 400 kV Piła Krzewina/Bydgoszcz-Kromolice/Pątnów oraz Ostrów-Kromolice/Pątnów.
Wariant „C” zakłada dynamiczny rozwój morskich elektrowni wiatrowych oraz uruchomienie elektrowni jądrowych, których lokalizacje zostały założone na północy oraz w centrum kraju. Zakłada on także wysokie ceny uprawnień do emisji CO2 (56,86 euro/t). Punktem wyjścia do analiz był układ sieci zgodny z wariantem „ekspansji” rozwoju sieci do 2030 roku. Wymagania rozwoju sieci przesyłowej, podobnie jak w wariancie „A”, zdeterminowane są potrzebą wyprowadzenia mocy z elektrowni jądrowej na północy kraju, ale przy znacznie większym rozwoju morskich elektrowni wiatrowych.
Dlatego też wariant „C” charakteryzuje się największą rozbudową sieci przesyłowej do 2040 roku, biorąc pod uwagę, że do 2030 roku mają zostać podjęte istotne inwestycje służące morskim elektrowniom wiatrowym. Do tego w wariancie C dochodzą nowe inwestycje potrzebne atomowi: budowa dedykowanej stacji elektroenergetycznej na napięciu 400 kV przyłączonej do linii 400 kV Żydowo Kierzkowo-Gdańsk Przyjaźń, do której doprowadzona zostanie moc z elektrowni jądrowej i nowe linie 400 kV z nowej stacji w kierunku stacji Grudziądz oraz Bydgoszcz/Piła Krzewina. Analizy wykazały również potrzebę wzmocnienia sieci przesyłowej w centralnej i południowej części kraju. Plan zakłada zatem budowę nowych relacji 400 kV Ostrów-Kromolice/Pątnów i przebudowę linii 400 kV Pasikurowice-Ostrów na linię dwutorową, a także budowę linii 400 kV Dobrzeń-Blachownia-Wielopole oraz Kozienice-Kielce.
Sawicki: Transformacja energetyczna kosztuje. Źle przygotowana kosztuje więcej
Alternatywy
PSE zaznaczają jednak, że zwiększone tempo dekarbonizacji, spowodowane na przykład dążeniem do osiągnięcia neutralności klimatycznej przez Unię Europejską lub daleko idące zmiany strukturalne zakładające, że energia elektryczna będzie wiodącą formą energii finalnej w transporcie oraz produkcji ciepła, spowodują konieczność jeszcze większej rozbudowy KSE. Kluczowymi dodatkowymi elementami, poza wyżej wymienionymi, mogą być rozwój energetyki wodorowej i związany z tym wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną oraz rozwój instalacji magazynowania energii. Co istotne, powyższe scenariusze pozwalają na redukcję emisji gazów cieplarnianych w sektorze objętym systemem handlu emisjami EU ETS w wysokości ok. 40 procent w 2040 roku w stosunku do 2015 roku. Większa dekarbonizacja wymaga najprawdopodobniej zwiększenia wolumenu OZE i budowy energetyki jądrowej.
Plan PSE w kontekście ostatniej Rady Europejskiej, która podjęła decyzję o redukcji emisji CO2 o 55 procent do 2030 roku względem 1990 roku będzie wymagał prawdopodobnie dostosowania i przyspieszenia inwestycji. Z punktu widzenia sieci elektroenergetycznej przesyłowej i dystrybucyjnej oznacza to zapotrzebowanie na nowe inwestycje o charakterze strukturalnym i dostosowawczym. Inwestycje strukturalne musiałyby obejmować kolejne ciągi liniowe przesyłowe z północy na południe, przy zakładanym intensywnym rozwoju elektrowni wiatrowych. Potencjalnie możliwa jest także budowa nowych połączeń transgranicznych.
PSE informują, że w ramach tworzenia dziesięcioletnich planów rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym wykonane zostały analizy mające na celu ocenę potrzeb budowy nowych połączeń transgranicznych. Wśród takich projektów były rozważane nowe połączenia z Danią Wschodnią (kabel podmorski) oraz trzecie połączenia zmiennoprądowe z Niemcami. W kontekście wyprowadzenia mocy z offshore oraz bilansowania prac morskich farm wiatrowych kluczowe może być połączenie Polska – Dania. Połączenie to obejmuje budowę kabla stałoprądowego HVDC w relacji Avedøre (DKe)-Dunowo (PL) o długości około 330 km. Orientacyjna planowana trasa kabla HVDC omija niemiecką strefę ekonomiczną Morza Bałtyckiego, a przecina strefę szwedzką oraz przechodzi od północy obok duńskiej morskiej elektrowni wiatrowej Kriegers Flak. Ostateczna moc połączenia oraz spodziewany charakter jego pracy będą wynikać z uwarunkowań ekonomicznych oraz ewentualnej integracji z projektami morskich elektrowni wiatrowych na Morzu Bałtyckim. Data realizacji oraz parametry połączenia uzależnione będą od wyników analiz techniczno-ekonomicznych. Możliwe zdolności asynchronicznej wymiany transgranicznej na tym połączeniu szacowane są na 600 MW w obu kierunkach.
W tym celu mogłoby być pomocne ostatnie porozumienie operatorów sieci przesyłowych. Operatorzy sieci przesyłowych państw regionu Morza Bałtyckiego podpisali memorandum o współpracy przy budowie morskiej energetyki wiatrowej, w szczególności morskich sieci przesyłowych. Zdaniem Polskich Sieci Elektroenergetycznych inicjatywa jest przedwczesna, gdyż realne plany rozwoju farm wiatrowych na Bałtyku nie pozwalają jeszcze na planowanie łączących ich sieci, o czym więcej można przeczytać w BiznesAlert.pl.
Projekt “Baltics synchro with CE”, a więc synchronizacja krajów bałtyckich z Europą Zachodnią poprzez Polskę, jest ściśle powiązany z przedsięwzięciem “LitPol Link Stage II”, drugim etapem LitPol Link. Ma na celu dostosowanie systemów elektroenergetycznych państw bałtyckich do pracy synchronicznej z Europą kontynentalną oraz zwiększenie rynkowych zdolności wymiany pomiędzy Polską i Litwą. W ramach projektu planowana jest budowa kabla podmorskiego HVDC „Harmony Link” o zdolności przesyłowej 700 MW z nowej stacji Darbenai (LT) do istniejącej stacji Żarnowiec (PL). Nowemu połączeniu będą towarzyszyć inwestycje po stronie polskiej w zakresie budowy nowych dwutorowych linii 400 kV Dunowo-Żydowo Kierzkowo i Żydowo Kierzkowo–Piła Krzewina oraz modernizacji istniejących linii Krajnik-Morzyczyn, Morzyczyn-Dunowo-Słupsk-Żarnowiec i Żarnowiec-Gdańsk/Gdańsk Przyjaźń Gdańsk Błonia. Wdrożenie powyższych inwestycji, poza synchronizacją państw bałtyckich, wesprze również wyprowadzenie mocy z morskich farm wiatrowych do KSE. Ukończenie inwestycji zostało zaplanowane na koniec 2025 roku.
Jakóbik: Powrót szyny bałtyckiej. Najpierw dywersyfikacja, potem liberalizacja offshore
