Wzmacniamy polski system przesyłowy. Energia w sieciach Rozmowa z Józefem Sieniuciem, wiceprezesem Polskich Sieci Elektroenergetycznych SA (dodatek Energia Środowisko do "RZECZPOSPOLITEJ" z 22 grudnia 2004 r.) PSE SA podpisały w lipcu br. umowę o budowie linii przesyłowej o napięciu 400 kv z Ostrowa do Bełchatowa. Jakie były motywy, jaki problem ta inwestycja ma rozwiązać? Budowa linii 400 kv od stacji Ostrów do linii Rogowiec - Trębaczew jest wypełnieniem ostatniego fragmentu naszego zobowiązania, podjętego w związku z przyłączeniem polskiego systemu elektroenergetycznego do systemu europejskiego UCTE. Linia ta, jako element tzw. projektu Ostrów, stanowi fragment krajowego systemu elektroenergetycznego, łączącego elektrownie Bełchatów, Dolna Odra, Zespół Elektrowni Turów i ZE PAK. Przewiduje się zbudowanie 114-kilometrowej, dwutorowej linii przebiegającej z dala od istniejącej i planowanej zabudowy mieszkalnej, z uwzględnieniem obszarów chronionego krajobrazu i parków krajobrazowych. Inwestycja będzie sfinansowana ze środków własnych PSE SA. Dwa lata zajmie uzyskanie wszystkich decyzji formalnoprawnych, zaś następne dwa lata to realizacja inwestycji w terenie. Pytam o tę inwestycję, bo w dyskusji ekspertów o przyszłości polskiej energetyki - zainspirowanej pracami nad polityką energetyczną kraju do roku 2025 - mówi się m.in. o słabościach systemu przesyłowego energii elektrycznej; niedorozwoju linii 400 kv i słabym stanie technicznym linii 220 kv i 110 kv. Tymczasem sprawność tej sieci, jej niezawodność ma kluczowe znaczenie dla bezpieczeństwa energetycznego kraju... Wybudowanie linii Ostrów - Rogowiec przyniesie wymierne korzyści w zakresie poprawy bezpieczeństwa pracy systemu energetycznego Polski. Zwiększy zdolność przesyłową na kierunku Wschód - Zachód, z czym wiąże się większa efektywność współpracy międzynarodowej. Poprawi pewność zasilania odbiorców z południowo-zachodniej części kraju, umożliwi pełne wyprowadzenie mocy z Elektrowni Bełchatów i w przyszłości z Elektrowni Bełchatów II. Zmniejszy jednocześnie poziom strat przesyłowych, poprawi wykorzystanie Elektrowni Dolna Odra, a także umożliwi przebudowę najstarszej, mocno już wyeksploatowanej linii 400 kv: Mikułowa - Czarna - Pasikurowice - Dobrzeń - Joachimów. Na bezpieczeństwo energetyczne kraju składają się trzy aspekty: energetyczny, ekonomiczny i ekologiczny. System przesyłowy ma zagwarantować, z jednej strony, ciągłość dostawy prądu o odpowiednim standardzie jakościowym, z drugiej - funkcjonowanie konkurencyjnego rynku energii. Od 2007 r. każdy odbiorca, łącznie z klientami indywidualnymi, będzie mógł skorzystać z prawa wyboru dowolnego dostawcy, o czym stanowi zasada TPA (Third Party Access), czyli swobodnego dostępu do sieci osób trzecich. Dziś nasz system jest jeszcze dość odległy od takiego stanu. To nie jest prawda. Działania zmierzające do pełnego wprowadzenia zasady TPA wykonywane są konsekwentnie. Od 2000 r. działa Towarowa Giełda Energii S.A., w 2001 r. PSE SA uruchomiły rynek bilansujący, dobowo-godzinowy, energii elektrycznej, dzięki któremu możliwe jest bilansowanie energii w całym systemie elektroenergetycznym. Trwają prace nad rozwiązaniem kontraktów długoterminowych, które obecnie utrudniają realizację zasad konkurencji na rynku energii.
Od 1 lipca 2004 r. funkcjonuje, przewidziany dyrektywą 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady Europy z 26 czerwca 2003 r., niezależny operator systemu przesyłowego - spółka PSE-Operator S.A., która ma między innymi obowiązek bilansowania zapotrzebowania na energię z jej podażą, przy wykorzystaniu mechanizmów rynkowych. Energii elektrycznej, jak wiemy, magazynować nie można. Czynione są wysiłki, aby pełna liberalizacja rynku energii, łącznie z gospodarstwami domowymi, dokonała się w 2007 r. Wtedy to powinno nastąpić rozdzielenie zarządzania siecią dystrybucyjną energii elektrycznej od działalności handlowej. Spółki dystrybucyjne intensywnie pracują nad wydzieleniem, najpóźniej do wspomnianego 2007 r., niezależnych operatorów sieci dystrybucyjnej. Jak wygląda współpraca z zagranicą, czy nasz system nie stanowi bariery otwarcia polskiego rynku energii na Europę, także tę spoza UE? Polska jest drugim w Europie, po Francji, eksporterem energii. Sprzedajemy 12-13 TWh energii rocznie. Możliwość eksportu i importu energii elektrycznej warunkowana jest posiadaniem tzw. zdolności przesyłowych. Zarządzaniem zdolnościami przesyłowymi sieci na granicach zajmuje się spółka PSE-Operator S.A., która udostępnia połączenia międzysystemowe na zasadzie aukcji ograniczonych, organizowanych dla podmiotów uczestniczących w wymianie międzysystemowej. W 2004 r. operator systemu przesyłowego udostępniał moce przesyłowe w horyzoncie miesięcznym jedynie po polskiej stronie granicy. Rezerwacja zdolności przesyłowych po drugiej stronie granicy odbywała się na zasadach określonych przez operatorów sąsiednich systemów przesyłowych. W 2005 r. PSE-Operator udostępnia zdolności przesyłowe w trybie aukcji skoordynowanych z operatorami systemów przesyłowych Czech i Niemiec w horyzoncie rocznym, miesięcznym i dobowym. Biuro Aukcyjne w 2005 jest zlokalizowane w CEPS - operatorze systemu przesyłowego w Republice Czeskiej. Biuro Aukcyjne prowadzi działalność w imieniu PSE-Operator S.A., V- ET (jeden z czterech operatorów systemu przesyłowego w Niemczech - Vattenfall Europe Transmission) i CEPS. W listopadzie i grudniu 2004 r. Biuro Aukcyjne przeprowadziło pierwsze skoordynowane aukcje na rezerwację rocznych i miesięcznych zdolności przesyłowych. A otwarcie na Wschód? Nic nie słychać o dyskutowanym przed laty połączeniu 400 kv z Litwą, które miało być częścią tzw. Pierścienia Bałtyckiego. Od 1993 r. systemy elektroenergetyczne Polski oraz Federacji Rosyjskiej, krajów WNP i krajów bałtyckich pracują rozłącznie. Od października 1995 r. polski system elektroenergetyczny pracuje synchronicznie z systemem zachodnioeuropejskim UCTE, co narzuca polskiemu operatorowi ściśle określone wymagania dotyczące współpracy lub inicjowania nowych projektów z krajami spoza zachodnioeuropejskiego obszaru. Połączenie Polska - Litwa powinno być rozpatrywane jako element większego projektu, bowiem połączenie systemów elektroenergetycznych obu krajów - traktowane jako asynchroniczne - nie da efektów ekonomicznych uzasadniających poniesienie nakładów na to przedsięwzięcie. Kluczowym uzasadnieniem realizacji połączenia jest możliwość rozwoju wewnętrznego rynku energii elektrycznej Unii Europejskiej i uczestnictwa w nim krajów bałtyckich. Wysokość nakładów na połączenie Polska - Litwa w zakresie umożliwiającym uczestnictwo krajów bałtyckich i Polski we wspólnym europejskim rynku energii elektrycznej
(IEM) szacujemy na ponad 800 mln euro. Priorytetowe znaczenie dla realizacji tego połączenia ma bowiem wzmocnienie polskiego systemu przesyłowego oraz rozwój połączeń międzynarodowych na południowo-zachodniej granicy Polski, bez których pełne działanie rynku energii elektrycznej w naszym obszarze byłoby niemożliwe. Nadal więc, wspólnie z kolegami litewskimi, pracujemy nad podniesieniem atrakcyjności inwestycyjnej tego połączenia. Istotnym problemem w tych rozważaniach jest również inicjatywa RAO EES Rosji dotycząca synchronizacji systemów UCTE i UPS/IPS, zgłoszona na forum międzynarodowym w marcu 2003 r. Dalsze kroki w kwestii połączenia synchronicznego rosyjskiego systemu z systemem UCTE uzależniono od wyników wstępnego studium wykonalności połączenia. Wyniki studium - opublikowane przez UCTE, a dotyczące rozpływów mocy po ewentualnej synchronizacji systemu UCTE i systemu UPS/IPS - wskazują jednoznacznie, że możliwa wymiana energii na połączeniu Wschód - Zachód będzie znacznie niższa niż fizyczna przepustowość połączeń międzynarodowych na tym kierunku. UCTE podjęło decyzję o kontynuowaniu badań. Będziemy aktywnie uczestniczyć w tych pracach, które powinny przynieść odpowiedzi na pytania dotyczące zasadności synchronizacji systemu. To jeden z projektów studialnych, które, jak się oczekuje, będą dofinansowane ze źródeł Komisji Europejskiej. Materiałem uściślającym zakres niezbędnych inwestycji wewnątrz polskiego systemu przesyłowego w kontekście rozwoju połączeń międzynarodowych będzie zainicjowane przez PSE SA studium poświęcone wybranym wariantom rozwoju i modernizacji połączeń z systemami krajów sąsiadujących do 2020 r. Zwróciliśmy się do Unii Europejskiej o dofinansowanie wspomnianego studium w ramach TEN - Energy Programme. Czy kabel do Szwecji, jak też inne zbudowane ostatnio połączenia międzynarodowe są dostatecznie wykorzystywane, czy spłacają się zgodnie z założeniami projektowymi? Ostatnie lata to okres intensywnej rozbudowy naszego systemu na przekrojach granicznych. W zeszłym roku zakończono budowę linii 400 kv z Elektrowni Opole do Czech, w latach 1997-2001 gruntownie zmodernizowano dwa połączenia 400 kv do Niemiec, oddano do użytku wspomniany kabel (450 kv prądu stałego do Szwecji, zmodernizowano dwie linie 220 kv do Czech, zbudowano dwutorową linię 400 kv na Słowację. Prowadzimy rozmowy z operatorem systemu przesyłowego zza Odry (Vattenfall Europe Transmission), którego właścicielem jest szwedzka firma Vattenfall. Chcemy zbudować jeszcze jedno połączenie wzdłuż zachodniej części naszej autostrady A2, do tzw. ringu berlińskiego. Rozmowy trwają już dwa lata, ale w takich przypadkach istotna jest wola obu stron. W roku 2003 rozpoczęliśmy budowę wewnętrznej linii 400 kv Tarnów - Krosno. Jej uruchomienie, zaplanowane na przyszły rok, umożliwi zwiększenie wymiany mocy i energii elektrycznej ze Słowacją, a także zwiększenie tranzytu lub eksportu polskiej energii na południe Europy. Rozbudowy i umacniania połączeń międzysystemowych z systemami elektroenergetycznymi krajów sąsiednich, z punktu widzenia operatora systemu przesyłowego, nie należy rozpatrywać wyłącznie w kategoriach opłacalności. Głównym zadaniem operatora jest przede wszystkim zapewnienie bezpiecznej pracy krajowego systemu elektroenergetycznego oraz
umożliwienie przedsiębiorstwom biorącym udział w wymianie międzysystemowej możliwie swobodnej wymiany energii elektrycznej na rynku europejskim. Rozbudowa połączeń międzynarodowych wynika także z kierunków działań określanych przez Komisję Europejską, która w m.in. w dokumentach "Komunikat o infrastrukturze" i "Średniookresowa wizja rozwoju wewnętrznego rynku energii elektrycznej Unii Europejskiej", mówi o konieczności zwiększania transgranicznych zdolności przesyłowych pomiędzy krajami członkowskimi minimum do 10 proc. mocy zainstalowanych w danym kraju. Działania te mają głównie na celu zwiększenie konkurencyjności oraz dywersyfikację i bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej. Inwestowanie w energetykę jest problemem wyjątkowo trudnym. Koncepcja UE w tej sprawie zakładająca, że czynnikiem uruchamiającym kapitał na rozbudowę produkcji energii będą przetargi organizowane przez organy regulacyjne - zdaniem fachowców będzie miała ograniczoną siłę sprawczą. To jest problem bardzo trudny i dotyczy energetyki światowej. Otóż żadnego z przygotowywanych w Polsce projektów energetycznych nie udaje się zamknąć finansowo. Jest to dowód na to, że rynki kapitałowe nie reagują na propozycje zawarte w tych projektach. Niewątpliwie niepokój budzi brak modelu i mechanizmów finansowania kapitałochłonnych inwestycji w energetyce, z długim okresem zwrotu kapitału. Trwają prace - zarówno w sektorze energetycznym, w firmach finansowych, jak i w bankach - nad wypracowaniem nowych mechanizmów i modelu finansowania, spełniającego oczekiwania wszystkich. Naszą energetykę, szczególnie część wytwórczą, czeka wielkie wyzwanie, związane z realizacją zobowiązań protokołu z Kioto. Trzeba będzie sprostać ostrym wymaganiom ochrony środowiska, co wiązać się będzie z koniecznością zainwestowania w modernizację starych i budowanie nowych elektrowni. Czy to dotyczy również inwestycji sieciowych? W mniejszej skali. Instytucja operatora systemu przesyłowego opiera się na logice działalności w stu procentach regulowanej. Obowiązuje tu zasada RWA - równoważnej wartości aktywów, która odzwierciedla zdolność spółki do generowania zysku gwarantującego zwrot z kapitału. Zasada ta jest wdrażana w polskim systemie za akceptacją Urzędu Regulacji Energetyki. Powinno to zagwarantować zdolność do finansowania inwestycji sieciowych. W rozbudowie linii przesyłowych, zwłaszcza tych najwyższych napięć, przeszkodę stanowi nie tyle brak środków, ile poważne trudności z pozyskaniem prawa drogi dla lokalizacji nowych linii, potęgowane przez działalność różnego rodzaju struktur pretendujących do miana ekologicznych. Z tego względu konieczne są szybkie zmiany rozwiązań prawnych regulujących realizację inwestycji celu publicznego. Cyklicznie tworzymy programy rozwoju na 15 lat naprzód, które po uzgodnieniu z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki, są podstawą do zawarcia kosztów rozwoju w taryfie zatwierdzanej przez Regulatora. Najbardziej istotne będzie to, co zostanie zapisane w dokumencie "Polityka energetyczna Polski do roku 2025", który rząd przedstawi do akceptacji Sejmowi na wiosnę przyszłego roku. Przyjęte kierunki inwestowania, związane z dywersyfikacją paliw, dekarbonizacją, budową źródeł odnawialnych czy ewentualnie
wprowadzeniem energetyki jądrowej, decydować będą o kształcie sieci, jaką powinniśmy dysponować w perspektywie roku 2020 i dalszej. Na najbliższe 5 lat mamy przygotowany duży program inwestycyjny, w którym przewidywane nakłady sięgają około 3 mld złotych. Chcielibyśmy w ramach tego programu dostosować sieć przesyłową do warunków funkcjonowania konkurencyjnego rynku energii. Czy dyskutowane obecnie koncepcje konsolidacji w energetyce mogą mieć wpływ na plany PSE SA? Głęboko wierzę, że niezależnie od tego, jaka to będzie konsolidacja - czy pozioma, czy pionowa, czy skośna - będzie sprzyjała swobodnemu dostępowi osób trzecich do sieci, co stanowi fundament wolnego rynku energii. Dziękuję za rozmowę. Rozmawiał Bogdan W. Mikołajczyk