Czy Polska i Unia Europejska właściwie pojmują swe bezpieczeństwo energetyczne? Kiedy grożą nam blackouty i czy nowy "rynek mocy", jeśli go wprowadzimy wzorem kilku państw UE, zadziała na system jak czarodziejska różdżka? - zastanawiali się w czwartek w Katowicach operatorzy sieci, wytwórcy i urzędnicy podczas panelu "Bezpieczeństwo Energetyczne - państwo, gospodarka, system" w ramach Europejskiego Kongresu Gospodarczego.
- System przesyłu elektryczności może paść w kilka sekund, ale jego ponowne ożywienie zajmuje nawet parę dni. Najlepszy scenariusz jest taki, że nowe unijne przepisy rozwiążą problem, najgorszy - że będzie blackout, nagle obudzimy się bez prądu i dopiero wtedy, zmuszeni tym faktem, sięgniemy po realne rozwiązania dla krajów Europy - ostrzegał Daivis Virbickas, szef litewskich sieci Litgrid, podkreślając, że w odróżnieniu od reszty świata w UE państwa są wyjątkowo od siebie współzależne energetycznie i bez współpracy nie zbudują sensownego systemu bezpieczeństwa energetycznego.
Karuzela na granicy
Wybawieniem w przyszłości będzie wynalezienie sposobu magazynowania dużych wolumenów energii elektrycznej, ale na razie go nie znamy (funkcję "magazynu" w ograniczonym zakresie pełnią nieliczne i nierozbudowywane elektrownie szczytowo-pompowe). Dlatego sieci poszczególnych państw członkowskich skazane są na tzw. transgraniczne przesyły karuzelowe, czyli niekontrolowane upychanie u sąsiadów nadwyżek produkcji prądu. Jednym z osławionych tego przykładów są przeciążenia na zachodzie Polski wskutek nadprodukcji z OZE w Niemczech.
- W 2023 r. kłopoty dotkną nie tylko Polski, ale i Czech, i Niemiec. Dowodem na nieskoordynowanie unijnej polityki energetycznej był dzień 10 sierpnia zeszłego roku. Polska miała nagły deficyt energii i problem wcale nie polegał na tym, że nie było jej skąd zaimportować, ale to, że polskie sieci na zachodzie były tak bardzo zatkane przesyłami prądu z północy Niemiec do Bawarii i Austrii, że nie byliśmy w stanie nic uszczknąć ani sprowadzić prąd na własne potrzeby - opisywał Maciej Bando, prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Jego zdaniem niezbędna jest próba unifikacji systemów w poszczególnych państwach UE.
OZE źródłem kłopotów
- Żródłem kłopotów, nie oszukujmy się, są dziś odnawialne źródła energii. A także energochłonność - mówił prezes URE.
Małgorzata Mika-Bryska, dyrektor Departamentu Energetyki w Ministerstwie Energii zapowiedziała, że w grudniu Komisja Europejska zakończy prace nad nowymi regulacjami m.in. o powinnościach dystrybutorów energii, które powinny poprawić współpracę poszczególnych państw członkowskich. Podkreśliła jednak, że w UE poparcie do przestawienia energetyk na OZE jest powszechne:
- W 2050 r. w miksie UE OZE mają stanowić już nawet 70-80 proc. - mówiła Mika-Bryska, przyznając, że bezpieczeństwo w jednym z istotnych aspektów definiuje się w przepisach (zgodnie z ujęciem Międzynarodowej Agencji Energetycznej) jako dostępność energii po przystępnej cenie, a cechą bezpiecznego systemu jest możliwość reagowania na nagłe zmiany podaży i popytu.
Ceny w górę a ubóstwo rośnie
Z zestawienia, przygotowanego przez Marka Kośnika z firmy konsultingowej Bain & Company wynikało, że ceny energii elektrycznej w Unii Europejskiej w 2014 r. były wielokrotnie wyższe niż np. w USA (70 dol./MWh w porównaniu do 178 dol. w Niemczech, 326 dol. we Włoszech i około 100 dol. w Polsce, gdzie z 10 proc. wydatkami na energię w budżetach domowych przekraczamy ustanowioną przez KE granicę ubóstwa energetycznego).
Pomoże rynek mocy?
Remedium na niedobory energii i brak inwestycji w odnowienie bloków może być wprowadzenie w Polsce "rynku mocy" (system kontraktowania na aukcjach gwarancji przyszłych dostaw określonych ilości energii, w którym produktem jest nie tylko prąd ale i gotowość bloków, wprowadzony m.in. w USA, Hiszpanii, Grecji, Wielkiej Brytanii, Włoszech, zapewniający producentom przewidywalne finansowanie przez operatora centralnego - przyp. red.).
Rynek mocy postulował m.in. Mirosław Skowron, prezes Polimex Energetyka i były szef elektrowni Opole i Ostrołęka, który ostrzegł, że do 2030 r. modernizacji wymagać będzie czwarta część polskich zasobów, a do 2040 r. - już 80 proc.
- W najbliższych dekadach będziemy potrzebować miliardów złotych na inwestycje, które należą do wyjątkowo długotrwałych - mówił Skowron, przypominając, że rozmowy o nowych blokach w Opolu miały miejsce już w 1996 r. a łopatę na placu budowy wbito dopiero w 2013 r.
Producenci w rozkroku
Kamil Kamiński, wiceprezes Tauron PE ds. korporacji podkreślał, że wytwórcom energii niezbędna jest długoterminowa i stabilna strategia energetyczna państwa, inaczej sformułowanie przez przedsiębiorstwo własnej strategii jest niewykonalne.
- Jako grupa stoimy w taktycznym rozkroku, ponieważ musimy działać dla przysporzenia zysku swoim udziałowcom, podlegamy regułom prawa i nie możemy pozwolić sobie na "mniej biznesowe" decyzje, którymi może się bronić np. PGNiG jako uprzywilejowany operator, posiadający pewną misję w systemie - tłumaczył Kamiński, dodając, że w sprawach budowy systemu energetycznego mamy w Polsce do czynienia z "grzechem zaniechania": - Zagadnienia, o których mówimy, znane były już kilka lat temu, nie zaskoczyły nas! - wytykał. Zwrócił uwagę, że unifikacja mechanizmów wsparcia dla energetyki w UE musi uwzględniać również różnorodność energetyczną poszczególnych państw i nie powinna zapominać o problemach suwerenności krajów członkowskich.
Nie zasnąć przed otwarciem!
Dyrektor Mika-Bryska przyznała, że obecnie w UE tylko 4 państwa (najczęściej niewielkie, jak Luksemburg) gotowe są bez zastrzeżeń oprzeć swe systemy o import energii, a pozostałe zdecydowanie obstają przy zachowaniu własnej bazy wytwórczej.
- Rynek mocy może być właściwym narzędziem, ale nie można widzieć w nim czarodziejskiej różdżki. Doświadczenia Wielkiej Brytanii pokazują, jak trudno go skonstruować. Z jednej strony daje producentom gwarancje odbioru energii, jednak z drugiej strony byłoby źle, gdyby to rozleniwiło wytwórców energii w dążeniu do utrzymywania konkurencyjności. Około 2025 r. w UE nastąpi jeszcze większe otwarcie rynków i wówczas producenci "uśpieni" rynkiem mocy pozostaliby z mnóstwem energii, której nie będą umieli nikomu sprzedać - ostrzegała przedstawicielka ministerstwa.
Duże ceny niedoboru
Ujawniła, że jednym z pomysłów na problem wypychania elektrowni konwencjonalnych przez niestabilne źródła OZE jest wprowadzenie tzw. "cen niedoboru", które wynosiłyby w skrajnych sytuacjach awaryjnych nawet 15 tys. euro za 1 MWh (dziś maksymalnie 3 tys. euro na zachodzie i 1,5 tys. zł w Polsce). Ceny niedoboru płacono by np. elektrowniom węglowym za bardzo krótki okres pracy (1000-1500 godzin), gdy ich generacja prądu będzie stabilizować system i ratować przed blackoutem.
Jeżeli chcesz codziennie otrzymywać informacje o aktualnych publikacjach ukazujących się na portalu netTG.pl Gospodarka i Ludzie, zapisz się do newslettera.
