Inwestycje energetyczne w Polsce Wschodniej: ile zrobiono, ile trzeba zrobić?

Inwestycje energetyczne w Polsce Wschodniej: ile zrobiono, ile trzeba zrobić?
Fot. Adobe Stock. Data dodania: 20 września 2022

Ukończenie budowy mostu energetycznego Polska-Litwa zgodnie z planem, ale pełne możliwości eksportowe nie szybko, pilnie potrzebne inwestycje w sieci dystrybucyjne 110 kV, przyśpieszenie rozwoju sektora prosumenckiego - to główne punkty debaty "Energetyka. Inwestycje infrastrukturalne i wytwórcze" przeprowadzonej podczas Wschodniego Kongresu Gospodarczego.

Debata "Energetyka. Inwestycje infrastrukturalne i wytwórcze", która została przeprowadzona podczas II Wschodniego Kongresu Gospodarczego (WKG 2015) w Białymstoku w sposób naturalny zaczęła się od nakreślenia stanu zaawansowania budowy połączenia energetycznego Polska-Litwa.

- To pionierskie przedsięwzięcie. Nie ma jeszcze tego rodzaju połączenia między europejskim systemem elektroenergetycznym, a przestrzenią postsowiecką. Jego funkcjonowanie będzie bardzo korzystne z punktu widzenia rynku. Operatorzy będą dostosowywali fizyczne przepływy energii w zależności od tego, jak będzie się kształtowało zapotrzebowanie. Energia będzie przesyłana z regionu, gdzie jest taniej do regionu, gdzie jest drożej - wskazywał Jarosław Niewierowicz, minister energetyki Litwy w latach 2012-2014.

Po uruchomieniu mostu Polska-Litwa i połączenia szwedzko-litewskiego NordBalt nasi litewscy sąsiedzi spodziewają się spadku cen hurtowych energii.

Niewierowicz wskazywał też na ponadregionlane znaczenie połączenia. Unijne państwa nadbałtyckie są już zintegrowane przez Estonię ze Skandynawią, a połączenie polsko-litewskie połączy je z kontynentalną częścią Europy i w ten sposób zostanie domknięty tzw. pierścień bałtycki.

- Państwa bałtyckie chcą, aby połączenie z zachodnią częścią UE było połączeniem synchronicznym. Jest to bardzo skomplikowany technologicznie temat. Wiąże się też z koniecznością przeprowadzenia wielu rozmów. Nie tylko z Polską, która, żeby zsynchronizować państwa bałtyckie z UE, powinna bezpośrednio uczestniczyć w tym projekcie, ale też i z Rosją - kwestia Królewca. Czy uczestniczy w tym projekcie, czy pozostaje wyspą energetyczną. Jest także sprawa zamknięcia pierścienia po stronie białoruskiej i zachodniej części Rosji - wyjaśniał Niewierowicz.

Artūras Vilimas, prezes zarządu LitPol Link, wspominał, że początkowo słychać było głosy niedowierzania, że w 2015 roku uda się Polsce i Litwie skończyć budowę połączenia, a teraz obydwa państwa i firmy zaangażowane w projekt mogą się czuć dumne ze skończenia robót. Projekt może być doskonałym przykładem współpracy dla innych.

- Patrząc na projekt LitPol Link możemy mówić o realizacji ogólnoeuropejskich celów, o osiągnięciu rozwoju gospodarczego, który nadejdzie dzięki temu połączeniu w przyszłości, o otworzeniu nowych rynków, zlikwidowaniu wysp energetycznych i o ujednoliceniu cen energii - wyliczał zalety połączenia prezes Vilimas.

Połączenie Polska-Litwa pierwotnie było zapowiadane jako służące importowi energii do Polski z planem rozwoju dwustronnej wymiany do 1000 MW. Finalizowany pierwszy etap budowy będzie oznaczał powstanie możliwości wymiany 500 MW. To się nie zmieni jeszcze przez dość długo.

- Nie będziemy mogli zagwarantować stałej pełnej mocy 500 MW w kierunku eksportu na Litwę. To się wiąże z niewystarczalnością sieci dystrybucyjnych 110 kV i sieci przesyłowej. Pierwotne założenie było takie, że budujemy fragment sieci elektroenergetycznych najwyższych napięć, który umożliwi nam import 500 MW, natomiast później powstają dwie bardzo ważne inwestycje w tamtym rejonie. Jedna z nich jest w trakcie realizacji. To budowa linii Ostrołęka - Olsztyn Mątki. Planujemy, że około 2018 powinniśmy mieć tę linię gotową. To znakomicie podniesie możliwości eksportu mocy na Litwę. Jednak główną inwestycją jest linia z Ostrołęki do Stanisławowa , która jest planowana do załączenia w 2021 roku. Dopiero wtedy będzie pełna możliwość stałej stabilnej wymiany mocy między krajami bałtyckimi i Polską - wyjaśniał Włodzimierz Mucha, dyrektor Departamentu Rozwoju PSE.

Połączenie Polska-Litwa przynajmniej początkowo zwiększy więc przede wszystkim możliwość importu energii do Polski, a przez to podniesie też regionalne bezpieczeństwo energetyczne Polski Wschodniej, której pewność zasilania opiera się w dużej mierze o odbiór mocy ze stacji Narew i Ełk.

- Teraz, gdy słyszmy, że dodatkowe 500 MW mocy będzie mogło zostać zaimportowane z Litwy do Polski, to myślę , że to jest duży benefit dla tego obszaru. Szczególnie nas to cieszy, bo rzeczywiście momentami doświadczaliśmy tutaj może nie blackoutów, ale były sytuacje, że musieliśmy popracować nad konfiguracją i parametrami sieci pracującej - oceniał Grzegorz Dolecki, wiceprezes ds. operacyjnych PGE Dystrybucja.

Inwestycje w Polsce Wschodniej

Inwestycje energetyczne w Polsce Wschodniej liczone są w grubych setkach milionów złotych. Sama PGE Dystrybucja w 2014 roku, której głównym obszarem działania jest Polska Wschodnia, zainwestowała około 1,5 mld zł, a tym roku planuje zainwestować około 1,7 mld zł. Do nakładów na rozwój sieci, przesyłowych i dystrybucyjnych dochodzą inwestycje w źródła wytwórcze.

- W przypadku Kozienic jesteśmy punktualnie, jeśli chodzi o wykonanie tzw. kamieni milowych projektu. Mamy do realizacji 26 kamieni a odebraliśmy już 17. Nowy blok powinniśmy odebrać 21 lipca 2017 r. Obecnie ten termin nie jest zagrożony - informował Paweł Orlof, wiceprezes ds. korporacyjnych Enei.

Paweł Orlof odniósł się ponadto do planowanego przez Eneę przejęcia Bogdanki. Wskazywał, że około 60-70 proc. koszów wytwarzania energii elektrycznej z węgla kamiennego to paliwo i próba przejęcia kopalni Bogdanka to dla Enei naturalny ruch, mający na celu długoterminowe zabezpieczenie paliwa po optymalnych cenach.

- Jeżeli akcjonariusze Bogdanki nie będą zainteresowani naszą ofertą, Enea ma w zanadrzu inne warianty zakupu taniego węgla - powiedział Paweł Orlof.

Cechą dużych inwestycji, także energetycznych, jest to, że ze względu m.in. na złożoność, często nie mieszczą się w pierwotnie zakładanych terminach, a bywa, że także w budżetach.

Piotr Świecki, dyrektor Oddziału Energetyki Budimeksu, informował, że inwestycje w moce wytwórcze to nie tylko duże i skomplikowane technicznie zadanie, ale też wielobranżowe realizowane zwykle w formule "zaprojektuj i buduj", co oznacza dużą odpowiedzialność generalnych wykonawców.

- Budimex dość selektywnie występuje na rynku energetycznym. Nie podejmuje wszystkich wyzwań i może też dzięki temu skutecznie realizuje inwestycje. Dla generalnego wykonawcy największym zagrożeniem są strony trzecie, na które nie ma wpływu. Mówimy tu o decyzjach środowiskowych i decyzjach o pozwoleniu na budowę. Niemniej świadome zarządzanie ryzykiem pokazuje, że można mu sprostać. Przykładem jest spalarnia w Białymstoku, którą realizujemy wspólnie z inwestorem, spółką miejską Lech. Zanotowaliśmy istotne opóźnienie, około czterech miesięcy, związane z uzyskiwaniem decyzji i pozwoleniem na budowę. Jednak dzięki wspólnemu wysiłkowi, naszemu i inwestora, udało się ten czas nadgonić - informował dyrektor Świecki.

Co po 20 st. zasilania?

Innym ważnym wątkiem debaty, był sierpniowy kryzys energetyczny, którego skutkiem było wprowadzenie administracyjnych ograniczeń dostaw energii. W związku z tymi wydarzeniami PSE musi przygotować raport z wprowadzonych ograniczeń, który będzie zawierał także zalecenia na przyszłość. Kilka kierunków/tez przygotowywanego raportu ogólnie nakreślił dyrektor Włodzimierz Mucha, wskazując, że właściwie w każdej części systemu jest coś do zrobienia, czyli począwszy od wytwarzania aż do dystrybucji.

- Zrobiliśmy średnioterminowe analizy bilansowe. Oprócz źródeł, które są w realizacji o mocy około 5800 MW potrzeba jeszcze co najmniej 2500-3000 MW do 2025 roku, a później jeszcze więcej i to nie uwzględniając obostrzeń, które wynikają z tzw. konkluzji BAT. Liczymy na to, że w 2016 na okres najtrudniejszy, czyli letnio-jesienny będziemy mieli gotową Stalową Wolę, w tym roku najprawdopodobniej zsynchronizujemy blok we Włocławku - wyliczał dyrektor Mucha. - W sektorze sieciowym jest kwestia linii 110 kV , z powodu których mieliśmy ograniczenia w sierpniu, aby móc wyprowadzać moc z JWCD przyłączonych do sieci 110 kV. Część operatorów wykona swoje plany na przełomie 2015/2016 i w lecie 2016 nie będziemy mieli już wielu ograniczeń, które występowały w latem 2015.

Z informacji przedstawionych przez wiceprezesa Doleckiego wynika, że PGE Dystrybucja przykłada istotną wagę do inwestycji w linie 110 kV , ale też do inwestycji w sieci o średnim napięciu, co umożliwia przyłączanie mniejszych źródeł wytwórczych (energetyka rozproszona). Przy tym Dolecki informował, że obecne możliwości przyłączenia do sieci PGE Dystrybucja w perspektywie najbliższych pięciu lat to około 2,5-2,6 GW i podkreślił widocznie zainteresowanie inwestycjami w mikroinstalacje.

Nadchodzą prosumenci

- Ustawa o OZE udrożniła inwestycje w mikroinstalacje. Spowodowała, że od 4 maja br. kiedy formalnie zaczęła działać, zanotowaliśmy już blisko 900 prosumentów, którzy skorzystali z przywileju przyłączania się (na zgłoszenie - red. To jest około 7 MW mocy. Ten segment dynamicznie się rozwija i jako operatorzy stoimy przed nowym wyzwaniem, jak zarządzać siecią, kiedy dotychczasowy przepływ energii od elektrowni do odbiorcy nagle zaczyna zmieniać kierunek - wskazywał Dolecki.

Paweł Orlof ocenił, że prosument to wielka szansa na to, żeby plasować nowe produkty na rynku i poinformował m.in., że OSD z grupy Enea, czyli Enea Operator, planuje w latach 2015- 2020 zainwestować około 5,7 mld zł. Nie krył, że żałuje, że ustawa o realizacji strategicznych inwestycji w sieci przesyłowe, która niedawno weszła w życie, nie objęła ważnych dla KSE inwestycji w sieci dystrybucyjne 110 KV, których znacznie debata uwypukliła.

- Wydaje mi się, że tę ustawę powinno się poprawić - ocenił Paweł Orlof

Orlof ocenił ponadto, że wskutek rozwoju energetyki prosumenckiej mogą powstać w Polsce oparte na tym segmencie rynku wytwarzania całkiem duże, nawet rzędu setek megawatów, tzw, wirtualne elektrownie (virtual power plant). Wskazywał ponadto m.in., że wskutek wprowadzanych regulacji mamy obecnie taką sytuację, że produkcja energii z OZE i w kogeneracji jest wspierana finansowo, a elektrownie systemowe, które stabilizują system nie są wynagradzane za pozostawanie w dyspozycji na potrzeby systemu w każdym czasie.

- W związku z tym musi powstać system - kontrakty różnicowe albo rynek mocy - gdzie jednostki, które stabilizują cały system energetyczny, dostaną wynagrodzenie za gotowość dostarczenia mocy. Mamy w tej chwili kuriozalną sytuację, że wszyscy są dotowani, tylko elektrownie systemowe nie mają opłaty za dyspozycyjność mocy - wskazywał Paweł Orlof.
×

DALSZA CZĘŚĆ ARTYKUŁU JEST DOSTĘPNA DLA SUBSKRYBENTÓW STREFY PREMIUM PORTALU WNP.PL

lub poznaj nasze plany abonamentowe i wybierz odpowiedni dla siebie. Nie masz konta? Kliknij i załóż konto!

Zamów newsletter z najciekawszymi i najlepszymi tekstami portalu

Podaj poprawny adres e-mail
W związku z bezpłatną subskrypcją zgadzam się na otrzymywanie na podany adres email informacji handlowych.
Informujemy, że dane przekazane w związku z zamówieniem newslettera będą przetwarzane zgodnie z Polityką Prywatności PTWP Online Sp. z o.o.

Usługa zostanie uruchomiania po kliknięciu w link aktywacyjny przesłany na podany adres email.

W każdej chwili możesz zrezygnować z otrzymywania newslettera i innych informacji.
Musisz zaznaczyć wymaganą zgodę

KOMENTARZE (0)

Do artykułu: Inwestycje energetyczne w Polsce Wschodniej: ile zrobiono, ile trzeba zrobić?

NEWSLETTER

Zamów newsletter z najciekawszymi i najlepszymi tekstami portalu.

Polityka prywatności portali Grupy PTWP

Logowanie

Dla subskrybentów naszych usług (Strefa Premium, newslettery) oraz uczestników konferencji ogranizowanych przez Grupę PTWP

Nie pamiętasz hasła?

Nie masz jeszcze konta? Kliknij i zarejestruj się teraz!