– Jeśli czegoś możemy się spodziewać, to w najgorszym razie tego, że w wiadomościach radiowych, oprócz stanu wód w rzekach, będzie ponownie podawany stopień zasilania, tak jak w czasach słusznie minionych – przestrzega w rozmowie z money.pl Grzegorz Onichimowski, prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych.
Grzegorz Onichimowski ws. ETS2: zaprzepaściliśmy szanse na wcześniejsze działania (East News, PSE, Bartłomiej Magierowski, Marcin Stokowski)
- Ostatnie przywołanie na rynku mocy, z którego po raz drugi skorzystały PSE, nie powinno budzić paniki. – Dla nas jest to możliwość sprawdzenia, czy umowy, które mamy zawarte, są wciąż realne i wykonywane, czyli czy mamy do dyspozycji to, co spółki zakontraktowaly – tłumaczy prezes PSE.
- Jego zdaniem wejście w życie unijnego systemu handlu emisjami ETS2, który obejmie transport i mieszkalnictwo, należy opóźnić nie o rok czy dwa – do czego dąży polski rząd – lecz o co najmniej 5 lat. – Mam wrażenie, że przez lata zaprzepaściliśmy szanse na wcześniejsze działania i teraz problem jest już bardzo poważny – wskazuje Grzegorz Onichimowski.
- Szef PSE popiera obrany przez rząd kierunek, by stopniowo wycofywać się z mrożenia cen energii. – Nie rozumiem, czemu osoby o większym zużyciu, np. z pompami ciepła, mogłyby otrzymywać proporcjonalnie wyższe dofinansowanie od państwa, zwłaszcza jeśli ich sytuacja materialna jest dobra – wskazuje rozmówca money.pl. Jego zdaniem w kontekście działań osłonowych związanych z cenami energii trzeba iść w stronę pomocy socjalnej, a nie kierowanej do wszystkich.
- Dlaczego znaleźliśmy się w tak trudnym położeniu, jeśli chodzi o transformację energetyczną? – Odpowiedzialność spoczywa zarówno na ludziach, jak i na państwie. Nie potrafiliśmy jako państwo odpowiednio edukować i zainteresować ludzi tematem transformacji energetycznej w długiej perspektywie. Działaliśmy trochę „na oślep” – przyznaje prezes PSE.
Grzegorz Osiecki i Tomasz Żółciak, dziennikarze money.pl: 6 listopada PSE po raz drugi w historii ogłosiło tzw. okresy przywołania na rynku mocy. To mechanizm stosowany wobec podmiotów dostarczających lub pobierających energię, by zwiększyły dostawy tej energii w systemie lub ograniczyły jej pobór w sytuacji, gdy grozi nam jej okresowy deficyt. Za tę gotowość otrzymują pieniądze. To coś, co powinno budzić nasz niepokój, czy to normalne działanie, skoro płacimy podmiotom za gotowość, a zatem od czasu do czasu z tego korzystamy?
Grzegorz Onichimowski, prezes zarządu spółki Polskie Sieci Elektroenergetyczne: Nie ma powodu do paniki. Przywołanie na rynku mocy to jeden z instrumentów, którymi dysponuje operator, gdy widzi niedobór w systemie. Nie powoduje to żadnych ograniczeń w dostępności energii dla klientów. Natomiast dla nas jest to możliwość sprawdzenia, czy umowy, które mamy zawarte, są wciąż realne i wykonywane, czyli czy mamy do dyspozycji to, co spółki zakontraktowały.
Co się wydarzyło, że musieliście sięgnąć po ten instrument?
To efekt ogólnego niedoboru energii na całym rynku europejskim. Ceny w Niemczech w tym dniu były nawet wyższe niż w Polsce. Jest to dość nietypowe, bo zazwyczaj polski rynek wyznacza ceny na poziomie kosztów marginalnych energetyki węglowej, a niemiecki – gazowej. Widać, że Niemcy też mieli poważny problem. Nie jesteśmy w stanie dokładnie określić jego źródeł, bo dostępne statystyki nie wyglądają wiarygodnie.
Czy grozi nam blackout?
Blackout to zjawisko nagłe i techniczne. Natomiast mamy poważny problem z dostępnością mocy dyspozycyjnej, który może się pogłębiać w przyszłym roku, gdy wygasną niektóre instrumenty wsparcia dla bloków węglowych.
W tym kontekście, jeśli czegoś możemy się spodziewać, to w najgorszym razie, tego, że w wiadomościach radiowych oprócz stanu wód w polskich rzekach będzie ponownie podawany stopień zasilania tak jak w czasach słusznie minionych. Istnieje pewna opcja derogacji i wydłużenia działania starych bloków, ale firmy komercyjne niechętnie będą utrzymywać nierentowne aktywa. Widzimy, że potrzebujemy co najmniej 9 gigawatów dodatkowej mocy dyspozycyjnej w krótkim czasie, ale nie jesteśmy pewni, czy uda się to zrealizować.
W jak „krótkim czasie”?
Mówimy o 2029 roku, ponieważ do 2028 roku mielibyśmy tę derogację. Ale 2029 rok to bardzo krótki termin, biorąc pod uwagę, że mówimy o inwestycjach w energetykę konwencjonalną, które zwykle w Polsce wymagają 6-7 lat, nawet dla elektrowni gazowych.
Czyli poza derogacją nie macie zbyt wielu koncepcji, jak podejść do tego problemu?
Mamy koncepcję.
A jaką?
Przedłużenie funkcjonowania i reforma rynku mocy. Musimy przekształcić ten rynek w taki sposób, że będzie on działał równolegle do rynku energii. Obserwujemy ciekawe zjawisko – elektrownie gazowe będą nam potrzebne jako źródła dyspozycyjne, by bilansować rosnącą moc OZE. Oczywiście patrzę na to z perspektywy kilku najbliższych lat, biorąc pod uwagę nowelizację ustawy wiatrakowej, dalszy rozwój fotowoltaiki.
Jako operatorzy sieci już wydaliśmy warunki przyłączenia na 100 gigawatów OZE. Nie twierdzę, że wszystkie te projekty zostaną zrealizowane, ale nawet część z nich zmieni strukturę wytwarzania energii. Problem polega na tym, że ta energia nie zawsze będzie produkowana wtedy, gdy jest na nią zapotrzebowanie, ale to zapotrzebowanie będzie rosło.
A co z sieciami energetycznymi i ich przygotowaniem do rozwoju tego rynku?
Często rozpowszechnia się mit, że jeśli zainwestujemy bardzo duże sumy w sieci energetyczne, to będziemy w stanie przyłączyć znacznie więcej OZE. To nie jest do końca prawda. Owszem, będziemy mogli te OZE przyłączyć, jednak nie zapewnimy im zbytu. Inwestorzy, którzy zainwestowali w te źródła, nie będą zainteresowani układem, w którym będą musieli wykorzystywać swoje źródła tylko częściowo, np. w 40 proc. Dlatego inwestycje w sieci są bardzo ważne, ale muszą one mieć trochę inną filozofię, zwłaszcza na poziomie systemów dystrybucyjnych.
To znaczy?
U nas główna filozofia inwestowania w PSE wiąże się ze zmianą krajobrazu polskiej energetyki – pojawienia się dużych źródeł wytwórczych na północy kraju, w miejsce dotychczasowych centrów na południu i w centrum. Należy tymczasem pamiętać, że 70 proc. OZE to źródła rozproszone przyłączone do sieci dystrybucyjnej. I tam mamy mnóstwo problemów związanych z elastycznością, digitalizacją i stosowaniem inteligentnych rozwiązań, by sieć mogła działać dwukierunkowo.
Sieć do tej pory była budowana pod model tradycyjnego, biernego odbioru energii, a teraz musi się dostosować do nowych realiów rynku. Dlatego te inwestycje w sieci muszą iść w parze z elektryfikacją gospodarki, budową magazynów, zielonego ciepła itp., by w pełni wykorzystać te 100 GW mocy OZE, które zakładamy, że uda się zbudować w perspektywie 10 lat. Tylko wtedy inwestorzy w OZE będą mieli biznesowe uzasadnienie dla swoich inwestycji.
Jak zatem ocenia pan zapowiedź premiera Tuska o 70 mld zł na inwestycje w sieci przesyłowe w ciągu dekady?
Premier przywołał nasz plan inwestycyjny w sieci przesyłowe, który opiewał na tę samą kwotę. Jest element tego większego planu transformacji polskiej energetyki, o którym mówiłem.
To klasyczne pytanie – skąd wziąć na to pieniądze?
Te 70 mld zł to nie jest kwota, którą mamy jednorazowo położyć na stół. Mówimy o 6,5-7 mld zł rocznie przez 10 lat. A to już brzmi nieco inaczej. Uważamy, że około połowy tej kwoty jesteśmy w stanie pokryć, nie podwyższając specjalnie taryf. Resztę możemy pozyskać z funduszy europejskich, m.in. z Krajowego Planu Odbudowy, a także z programów europejskich dotyczących m.in. połączeń transgranicznych i związanych z tym projektów rozbudowy sieci wewnątrz kraju. Komisja Europejska jest otwarta na dofinansowanie takich inwestycji.
Co więcej, na pewnym etapie będziemy musieli zaciągnąć również komercyjne zobowiązania bankowe, ale na razie nie jesteśmy w stanie określić skali tych zobowiązań. Pieniądze nie są, jak widać, problemem. Największym wyzwaniem jest wciąż kwestia wystarczalności mocy wytwórczych, by szybko wypełnić powstającą lukę. Może się okazać, że nasz 10-letni program inwestycyjny będzie trwał w rzeczywistości 11 czy 12 lat, a to oczywiście wpłynie na rozłożenie nakładów finansowych.
Kolejne wyzwanie to fakt, że poza należącą do PSE siecią przesyłową, mamy również komponent związany z siecią dystrybucyjną, który jest około czterokrotnie większy. Mówimy o zmianie charakteru tej sieci – nie tylko pod kątem przyjmowania OZE, ale również magazynów energii, ciepła, nowych gałęzi przemysłu energochłonnego. Część dużych odbiorców będzie chciało być przyłączonych bezpośrednio do sieci przesyłowej, a nie dystrybucyjnej.
Jakie będą konsekwencje tego, gdybyśmy odchodząc od węgla, nie byli w stanie szybko wypełnić tej luki np. elektrowniami gazowymi czy atomem?
Konsekwencją byłoby spowolnienie rozwoju gospodarczego kraju i brak nowych inwestycji. Przedłużanie eksploatacji węgla może rozwiązać część problemów, ale tylko w niewielkim stopniu. Coraz większa presja na ograniczanie śladu węglowego sprawia, że większość przemysłu będzie szukała energii z bezemisyjnych źródeł. Firmy, które inwestują, chcą mieć zieloną energię, bo muszą to raportować w ramach ESG. Jednocześnie wiele bloków węglowych ma ponad 50 lat i nie będzie możliwe ich długie użytkowanie.
Potrzebujemy mocy dyspozycyjnych, które pozwolą nam optymalnie wykorzystywać OZE. W dłuższej perspektywie większość takich rezerw będziemy mogli uzyskiwać z magazynów energii, a elektrownie gazowe będą pracowały rzadko i nie będą miały dużego znaczenia pod względem zużycia gazu. Nie pchamy się w „pułapkę gazową”, ale musimy mieć rezerwowe moce, które będziemy mogli uruchomić w razie potrzeby. Trochę tak jak wojsko – chcemy mieć silną armię, żeby nie musieć jej używać.
Widzi pan jakiś potencjał w spalaniu biomasy? Wśród polityków są gorący zwolennicy tego rozwiązania.
Jestem wielkim entuzjastą energetyki rozproszonej, wykorzystującej lokalne surowce. Jeśli mamy np. tartak i możemy wykorzystać odpady z niego do produkcji energii z biomasy, to jest to świetne rozwiązanie. Jednak nie możemy opierać na tym całego systemu energetycznego, ponieważ te źródła nie zapewnią wystarczającej mocy systemowej. Można jednak pomyśleć w pewnym zakresie czy nie dałoby się wykorzystać bloków węglowych przystosowanych do spalania biomasy jako tymczasowego rozwiązania.
Co z wdrożeniem unijnego systemu ETS2? Powinniśmy to zablokować czy tylko opóźnić?
ETS2 wykracza poza sektor elektroenergetyczny, obejmując np. paliwa płynne. Jeśli nałożymy na nie obciążenia, to spodziewać się możemy większej sprzedaży samochodów elektrycznych, co również wpłynie na zapotrzebowanie na energię elektryczną. Moim zdaniem powinniśmy skoncentrować się na poprawie efektywności energetycznej, szczególnie w obszarze budownictwa. Są już dostępne rozwiązania modułowe, energooszczędne, wykorzystujące pompy ciepła, ale wiele istniejących budynków nie spełnia jeszcze takich standardów. Potrzebujemy więc trochę więcej czasu, aby stopniowo wprowadzać te zmiany.
A co znaczy „trochę więcej” czasu? W rządzie mówi się o odroczeniu wdrożenia ETS2 w Polsce o rok-dwa lata.
Ja uważam, że potrzeba co najmniej 5 lat. To zależy od tego, jak bardzo jesteśmy opóźnieni w tych zmianach. Nie jestem tu specjalistą, ale orientujemy się w problemach, z jakimi borykają się programy takie jak „Czyste Powietrze”. To bezpośrednio wpływa na nas i nasze zapotrzebowanie na energię i moc elektryczną. ETS2 zakłada jeszcze większe przyspieszenie elektryfikacji całej gospodarki, a my już dziś mamy problemy. Mam wrażenie, że przez lata zaprzepaściliśmy szanse na wcześniejsze działania i teraz problem jest już bardzo poważny.
Czy nie można powiedzieć, że już się obudziliśmy, ale problem jest już bardzo nabrzmiały?
Reporty Instytutu Obywatelskiego od kilku lat wskazywały na te problemy, m.in. na wykorzystanie środków z ETS. Niestety, stanęliśmy w sytuacji, w której poprzednia ekipa z tego źródła „zaciągnęła kredyt” na bieżące cele budżetowe, zamiast inwestować w poprawę efektywności energetycznej gospodarki i budownictwa. Nasze domy mogłyby zużywać kilkakrotnie mniej energii. To olbrzymie zaległości, których nie można nadrobić z dnia na dzień.
W tym kontekście chcieliśmy zapytać o przykład human story – film ze spotkania z Szymonem Hołownią, o starszym panu, który zainwestował w pompę ciepła i się na tym zrujnował.
Ten przykład pokazuje, w jakim miejscu jesteśmy. Transformacja energetyczna nie była ważnym elementem debaty publicznej, więc ludzie nie mają świadomości konsekwencji swoich decyzji, np. dotyczących ogrzewania domów. Jeśli ktoś przed chwilą inwestował w piec gazowy, to nie brał pod uwagę, że wejdzie ETS2. Gdy wzrosły ceny węgla, część osób zainstalowała pompy ciepła, ale źle dobraną do ich domu. Potrzebujemy dużo czasu, by zbudować w społeczeństwie odpowiedni poziom świadomości wyzwań.
Czyli problemem jest to, że pompy ciepła często były montowane w domach, które nie były odpowiednio przygotowane, np. nieocieplone?
Dla pompy ciepła najlepszym środowiskiem działania jest dom z dobrą izolacją, rekuperacją i niskotemperaturowym systemem ogrzewania np. podłogowym. Jeśli te warunki nie są spełnione, pompa ciepła może okazać się nieskuteczna i generować wysokie koszty. Ludzie nakłaniani przez sprzedawców często kupowali pompy ciepła, bo wydawało im się, że to dobre rozwiązanie, bez pełnej świadomości wymagań i konsekwencji.
Ale w tej sytuacji, kto ponosi większą odpowiedzialność – ludzie czy państwo?
Odpowiedzialność spoczywa zarówno na ludziach, jak i na państwie. Nie potrafiliśmy jako państwo odpowiednio edukować i zainteresować ludzi tematem transformacji energetycznej w długiej perspektywie. Działaliśmy trochę „na oślep”. Bardzo kibicuję rozwojowi pomp ciepła, ale ważne, aby osoby sięgające po dofinansowanie na te urządzenia, korzystały również z ofert z cenami dynamicznymi energii elektrycznej. Wtedy pompa ciepła będzie pracować w optymalnych godzinach, gdy energia jest tańsza, np. w godzinach słonecznych. Dzięki temu możemy realnie zaoszczędzić, nawet bez instalacji fotowoltaiki.
A na ile rozbudowane magazynów energii czy ciepła w domach, które mają pompy ciepła plus często fotowoltaikę, może zdjąć panu kłopot z głowy?
Właśnie to magazynowanie energii w postaci ciepła, poprzez zarządzanie elastycznością, może nam bardzo pomóc. Kiedyś mówiło się, że takie oszczędności i elastyczność można osiągnąć tylko u dużych odbiorców, np. w zakładach przemysłowych. Tymczasem dzisiaj 70-80 proc. elastyczności dostarczanej systemowi pochodzi z gospodarstw domowych, szczególnie w krajach skandynawskich, gdzie powszechne są pompy ciepła i samochody elektryczne. To olbrzymi potencjał, który moglibyśmy wykorzystać, aby ograniczać koszty dla siebie i całego systemu.
Skoro mówimy o osłonach cenowych, co pan myśli o sygnałach z rządu, że należy stopniowo wychodzić z tematu tarczy?
Zgadzam się, że trzeba stopniowo wychodzić, ale w jakim tempie, to zależy też od decyzji ministra finansów.
Czy mamy pieniądze, aby sobie na to pozwolić?
Nie jestem przekonany, czy wydatki na energię elektryczną powinny być naszym najwyższym priorytetem. Są inne obszary, które wymagają pilniejszej interwencji. Ponadto zastanawiam się, czy rozwiązanie polegające na równym wsparciu dla wszystkich, niezależnie od faktycznego zużycia, jest fair. Nie rozumiem, czemu osoby o większym zużyciu, np. z pompami ciepła, mogłyby otrzymywać proporcjonalnie wyższe dofinansowanie od państwa, zwłaszcza jeśli ich sytuacja materialna jest dobra.
Czyli ceny maksymalne niekoniecznie są najlepszym rozwiązaniem, ale bon już tak?
Nie wiem, czy koniecznie bon, ale chodzi o to, żeby to była pomoc socjalna, a nie kierowana do wszystkich. Można próbować pomagać, ale należy to robić ostrożnie, aby przy okazji nie stracić z pola widzenia kwestii elastyczności popytu, która jest tak ważna dla całego systemu energetycznego. Wydarzenia wyborczej nocy w USA pokazują, że trzeba mówić do ludzi prostym językiem. Jeśli zbytnio komplikujemy sprawy, to możemy np. przegrać wybory.
Ale zbliżający się rok wyborczy sprawia, że wycofanie się z mrożenia cen czy bonów, byłoby politycznym ryzykiem.
Rozumiem te obawy, więc nie mam nic przeciw określaniu granic ewentualnej podwyżki, ale jeśli chcemy pomagać, to róbmy to mądrze. Na rynku hurtowym, ceny energii nie rosną, a wręcz maleją. We wtorek kontrakty roczne były po ok. 425 zł, podczas gdy w 2022 roku kosztowały 1200-1300 zł. O ile jeszcze mają spaść, byśmy mogli zrezygnować z tych działań osłonowych?
Czyli w takiej sytuacji cena minimalna 500 zł czy 693 zł nie ma racji bytu?
Nie wiem. Może ma, bo pozwoli pomagać najbardziej potrzebującym i nieaktywnym klientom. Jednak nie możemy przy tym stracić możliwości angażowania klientów w transformację energetyczną. Poprzez umowy z dynamicznymi cenami coraz więcej osób zaczyna śledzić swoje zużycie i ceny na rynku, co buduje ich świadomość i aktywne uczestnictwo w zmianach. Klient, pomagając sobie, pomaga jednocześnie systemowi elektroenergetycznemu. To jest bardzo ważne, bo buduje świadomość, że ludzie stali się uczestnikami procesu transformacji.
Wspomniał pan wcześniej o luce podaży, która się powiększa. Jak w tym wszystkim widziane jest miejsce dla energetyki jądrowej i jej relacja z węglem oraz gazem? Mamy Krajowy Plan Energii i Klimatu, który pokazuje miks energetyczny. To realne?
Nasze prognozy na rok 2040 z pewnością nie okażą się w 100 proc. trafne, ale niestety nie mamy innego wyjścia. W latach 30. będziemy świadkami kolejnego przyspieszenia procesu dekarbonizacji, związanego ze wzrostem popytu na energię elektryczną przy jednoczesnym spadku popytu na energię pierwotną paliw kopalnych. Musimy znaleźć sposób, aby temu sprostać.
Wydaje się, że energia jądrowa jest dziś jedynym rozwiązaniem. Po pierwsze, mamy ograniczenia w areale dostępnym pod inwestycje OZE – nie wszędzie są super warunki wietrzne. Poza tym, farmy wiatrowe na Bałtyku, szczególnie te dalej od brzegu, mogą mieć problemy z konkurencyjnością w stosunku do projektów jądrowych. Nie znam szczegółów kalkulacji projektu Westinghouse’a czy SMR-ów (małych reaktorów jądrowych – przyp. red.), ale porównując do istniejących rozwiązań offshore, energia jądrowa będzie nam z pewnością potrzebna – czysta, bezemisyjna i niezawodna, dostępna przez 24 godziny na dobę.
Na koniec chcemy zapytać o dyskusję, jaka się toczy. Mamy z jednej strony politykę klimatyczną UE i toczącą się dekarbonizację, a z drugiej – wizję posła Kowalskiego i Konfederacji, zakładającą wyjście z wszelkich ograniczeń. Jak pana zdaniem należy pogodzić te dwa różne podejścia?
Z niektórymi tematami, jak na przykład płaskoziemstwem, trudno dyskutować. Szczególnie gdy mówimy o produktach, których nikt nie kupi. Powiedzenie „zostawmy politykę klimatyczną i budujmy się w jakiejś rzeczywistości alternatywnej” może być interesujące, tylko kompletnie abstrahuje od realiów. Nawet chińskie firmy produkujące samochody elektryczne korzystają ze źródeł bezemisyjnych, jądrowych czy OZE, bo muszą wykazywać zieloną energię użytą w produkcji.
Jakie wnioski wyciągacie z wojny na Ukrainie w kontekście bezpieczeństwa polskich sieci?
Nie jestem wojskowym, więc trudno mi się wypowiadać szczegółowo. Oczywiście analizujemy sytuację i podejmujemy odpowiednie kroki, ale nie mogę zdradzać szczegółów. Wyciągnęliśmy jednak kilka ogólnych wniosków. Po pierwsze system musi być przygotowany na przerwy w dostawie energii, po drugie konieczne jest posiadanie odpowiednich rezerw, wreszcie należy poważnie traktować ochronę infrastruktury krytycznej, nie tylko przed zagrożeniami cybernetycznymi, ale także fizycznymi. Zabezpieczanie tej infrastruktury jest kosztowne, ale niezbędne.
Czy jesteśmy gotowi wspierać Ukrainę energetycznie, wiedząc, że Rosja celowo niszczy ich infrastrukturę energetyczną przed zimą?
W granicach naszych możliwości – tak. Istnieją pewne ograniczenia fizyczne związane z połączeniami między państwami Unii Europejskiej a Ukrainą. Trwają rozmowy polsko-ukraińskie w tej sprawie. Już teraz świadczymy pomoc interwencyjną. Możliwa jest zarówno pomoc doraźna, jak i długoterminowa, w formie eksportu energii na zasadach komercyjnych.
Rozmawiali Grzegorz Osiecki i Tomasz Żółciak, dziennikarze money.pl
