CIRE: Czy musimy obawiać się wysokich cen energii?

Paweł Szczeszek, prezes Grupy Tauron: Absolutnie nie. Po pierwsze rząd wdrożył szereg rozwiązań chroniących odbiorców przed wysokimi cenami energii. Niektórzy sugerują, że to w Polsce jest najdroższa energia w Europie. Ale to czysta polityka i argumenty podrzucane opinii publicznej, aby siać ferment. Rynek energii, szczególnie patrząc w kontekście europejskim, jest tak skomplikowany, że dobry analityk jest w stanie, posługując się odpowiednio dobranymi danymi, udowodnić niemal każdą z góry założoną tezę. Takie wypowiedzi są kuriozalne.

Dlaczego?

Stawiający takie tezy zestawiają najczęściej ceny na rynku hurtowym na przykład z przeciętną pensją. Myślę, że to celowe wprowadzanie czytelników w błąd. Ceny na rynku hurtowym mają bowiem ograniczony wpływ na nasze rachunki. Ceny energii na rynku SPOT interesują firmy energetyczne i dużych graczy przemysłowych. Gospodarstwa domowe, samorządy czy mały i średni biznes zwracają uwagę na ceny końcowe.

Czyli?

To co mają na rachunkach. W 2022 roku statystyczna rodzina w Polsce płaciła o trzy razy mniej niż w Grecji czy Belgii. Trudno powiedzieć precyzyjnie, jak się to będzie kształtowało w 2023 roku, ale ze wstępnych analiz wynika, że rządowa Tarcza Solidarnościowa pozwoliła utrzymać ceny prądu w Polsce na relatywnie niskim poziomie.

Tarcze chronią konsumentów, ale co zrobić, by interwencje rządu nie były konieczne?

Niekontrolowany wzrost cen energii elektrycznej i gazu jest wynikiem kryzysu energetycznego, który dotknął wszystkie kraje europejskie. Wymagało to szybkich i zdecydowanych interwencji na szczeblu centralnym. Kraje europejskie wprowadziły zróżnicowane mechanizmy zabezpieczające mieszkańców. Oceniam, że działania zrealizowane w Polsce były bardzo skuteczne. Spowodowały przede wszystkim powrót cen energii i gazu do normalności i przewidywalności w ciągu bardzo krótkiego czasu.

CIRE: Kiedy ceny energii spadną?

Paweł Szczeszek, prezes Grupy Tauron: Wszyscy zgadzamy się, że transformacja polskiej energetyki jest konieczna. W Tauronie realizujemy to zadanie i mamy już na swoim koncie spore osiągnięcia. W ostatnich latach podwoiliśmy moce zainstalowane w OZE. W tej chwili budujemy kolejne cztery farmy wiatrowe i dwie fotowoltaiczne. Wykorzystujemy przy tym także tereny poprzemysłowe. W Mysłowicach na składowisku odpadów, powstaje na przykład jedna z największych farm fotowoltaicznych w Polsce. Finalnie jej moc sięgnie 100 MW. Transformacja wymaga jednak gigantycznych inwestycji tak w budowę nowych mocy i modernizację sieci dystrybucyjnych jak i dekarbonizację ciepłownictwa. Szacujemy, że tylko dostosowanie polskiego ciepłownictwa do wymogów Fit for 55 będzie kosztowało 400 miliardów złotych. 

W awangardzie zmiany są jednak prosumenci.

To nie jest tak, że rewolucja fotowoltaiczna na dachach zrodziła się znikąd. Jej motorem był i jest program Mój Prąd, a my inwestujemy ogromne pieniądze w dystrybucję, by te instalacje przyłączyć do sieci. Przypomnę, że tylko w naszych sieciach pracuje już ponad 400 tysięcy mikroinstalacji, czyli co trzecia taka instalacja w Polsce. Zostały one przyłączone do sieci dystrybucyjnej, która nie jest przygotowana do współpracy z wieloma rozproszonymi źródłami. Sieci dystrybucyjne to nasz pierwszy wybór inwestycyjny, w przyszłym roku w ich przebudowę planujemy zainwestować 3 miliardy złotych, to trzy razy więcej niż w 2010 roku.

Co zrobić, by transformacja energetyczna przyśpieszyła?

Przede wszystkim chcemy sfinalizować proces wydzielania aktywów węglowych, a co za tym idzie budowy Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego. Dla przyszłości Taurona i całej polskiej energetyki, wydzielenie elektrowni węglowych oznacza nowe otwarcie rozwojowe, potencjał do pogłębienia Zielonego Zwrotu i istotny wzrost możliwości inwestycyjnych. Zatem miliardy złotych będą mogły popłynąć na sieci elektroenergetyczne oraz budowę nowych aktywów w OZE, w tym farm wiatrowych i fotowoltaicznych.

Taki jest plan Taurona na najbliższe lata?

Paweł Szczeszek, prezes Grupy Tauron: To nie wszystko. Przed nami realizacja gigantycznego programu inwestycyjnego w sieci dystrybucyjne. Chcemy być też obecni na Morzu Bałtyckim przy budowie morskiej energetyki wiatrowej. Transformacja energetyki to więc nie tylko OZE. Jesteśmy też zainteresowani małym atomem, rozwojem technologii wodorowej i magazynami energii. Transformacja energetyki to więc nie tylko OZE. Jej celem powinien być efektywny system energetyczny dostarczający energię dla rozwoju polskiej gospodarki.

dziękujemy za rozmowę

W czerwcu Rząd RP uchwalił Program Wieloletni, który zapewnia finansowanie kluczowych inwestycji na Pomorzu towarzyszących strategicznym projektom energetycznym. W ramach środków z Programu powstanie nowa linia kolejowa, nowa droga krajowa oraz konstrukcja morska do rozładunku (MOLF).

Porozumienie określające zasady współpracy przy budowie tej konstrukcji podpisały 19 lipca 2023 roku Polskie Elektrownie Jądrowe oraz Urząd Morski w Gdyni.

Urząd Morski w Gdyni przy wsparciu spółki PEJ przystępują do realizacji budowy konstrukcji MOLF, co jest możliwe dzięki podjętej przez rząd decyzji o powołaniu programu wieloletniego dla sfinansowania infrastruktury towarzyszącej dla elektrowni jądrowej w Lubiatowie-Kopalinie. MOLF to kluczowy dla terminowej realizacji inwestycji element infrastruktury towarzyszącej i jestem przekonana, że dzięki profesjonalizmowi i doświadczeniu Urzędu Morskiego w Gdyni MOLF powstanie na czas – powiedziała Anna Łukaszewska-Trzeciakowska, Pełnomocnik Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej. 

Budowa elektrowni jądrowej to jedno z głównych wyzwań, jakie stoją przed polskim sektorem energetycznym w ciągu najbliższych kilkunastu lat. Ta wielka inwestycja wymaga jednak wzniesienia infrastruktury towarzyszącej, która powstanie w pierwszej kolejności. Nowa linia kolejowa, nowa droga krajowa oraz konstrukcja morska MOLF służąca do rozładunku elementów do budowy elektrowni, które przypłyną drogą morską, to trzy zasadnicze inwestycje, które musimy ukończyć, aby elektrownia mogła powstać. Cieszę się, że konstrukcja MOLF będzie realizowana przez Urząd Morski w Gdyni, który w ostatnich latach przeprowadził m.in. budowę kanału żeglugowego przez Mierzeję Wiślaną — powiedział Andrzej Adamczyk, Minister Infrastruktury.

Realizowana przez Urząd Morski w Gdyni konstrukcja morska jest jedną z kluczowych inwestycji, która umożliwi sprawny transport i rozładunek wielkogabarytowych elementów budowanej na Pomorzu elektrowni jądrowej. Projekt ten wraz z nową drogą dojazdową i nowymi oraz zmodernizowanymi połączeniami kolejowymi, przyczyni się także do rozwoju regionu i podniesienia jakości usług transportowych oferowanych mieszkańcom i turystom – powiedział Łukasz Młynarkiewicz, p.o. prezesa Polskich Elektrowni Jądrowych

Urząd Morski w Gdyni posiada bogate doświadczenie i kompetencje w zakresie budowy i utrzymania konstrukcji morskich, w tym obiektów infrastruktury portowej i dostępowej. W przypadku budowy elektrowni jądrowej w województwie pomorskim, efektem naszej pracy będzie konstrukcja morska umożliwiająca rozładunek w pobliżu budowy elektrowni. Do tej konstrukcji morskiej będą cumowały statki z elementami wyposażenia elektrowni jądrowej. To rozwiązanie będzie tańsze niż budowa fabryki na zapleczu elektrowni. Cieszymy się, że potencjał administracji morskiej został zaangażowany do kolejnej inwestycji, strategicznej z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego Polski. Sama budowla, po wybudowaniu elektrowni, nie zostanie rozebrana, wzbogaci infrastrukturę hydrotechniczną na tym odcinku naszego wybrzeża - powiedział Wiesław Piotrzkowski, dyrektor Urzędu Morskiego w Gdyni.

PGNiG Obrót Detaliczny na początku lipca br. podjęło korzystną dla klientów decyzję, która obniży prognozy płatności za dostawy gazu w 2024 r. Nowa cena, przyjęta do obliczania prognoz na kolejny rok jest taka sama jak w 2023 roku i wynosi 200,17 zł za MWh netto.

Spółka rozpoczęła już wysyłkę bieżących faktur z nową niższą stawką. Wszyscy klienci, którzy dotychczas dostali prognozy z wyższą stawką, otrzymają korekty.

Decyzję o zastosowaniu niższej ceny Spółka podjęła przede wszystkim z uwagi na utrzymujące się od pewnego czasu korzystne trendy na europejskich rynkach gazu w zakresie roku 2024. Istotny jest również fakt, że PGNiG Obrót Detaliczny jest dziś częścią Grupy ORLEN, największego koncernu paliwowo-energetycznego w regionie. Pozycja koncernu daje gwarancję stabilności finansowej i pozwala na większą elastyczność działania w odpowiedzi na wspomniane trendy rynkowe.

Po podjęciu decyzji PGNiG Obrót Detaliczny wysłało już kilkadziesiąt tysięcy prognoz z nową niższą stawką do swoich klientów. Natomiast wszyscy klienci, którzy otrzymali plany płatności na 2024 r. z wcześniej stosowaną do wyliczenia prognoz ceną 516,73 zł/MWh, która wynikała z obowiązującej Spółkę Taryfy, niebawem otrzymają skorygowane prognozy z niższą ceną na 2024 rok, czyli 200,17 zł/ MWh. Tacy klienci mogą uznać wcześniej otrzymane prognozy z datą płatności po 1 stycznia 2024 r. za niebyłe.

Cena, która jest aktualnie stosowana przez PGNiG Obrót Detaliczny do wyliczenia prognoz zarówno na 2023, jak i 2024 rok wynika z ustawy o szczególnej ochronie niektórych odbiorców paliw gazowych w 2023 r. w związku z sytuacją na rynku gazu i wynosi 200,17 zł/MWh. Mogą z niej korzystać gospodarstwa domowe, a także spółdzielnie i wspólnoty mieszkaniowe oraz odbiorcy społecznie wrażliwi tacy jak szpitale, domy pomocy społecznej, przedszkola czy żłobki. 

Rachunki będą podlegać rozliczeniu zgodnie z rzeczywistym zużyciem gazu oraz z uwzględnieniem ceny, jaka faktycznie będzie obowiązywać w 2024 roku. Oznacza to, że ostateczna kwota, którą klienci zapłacą za dostarczony gaz, może w przyszłym roku jeszcze ulec zmianie w stosunku do przesłanej prognozy.

Warto również zauważyć, że klienci PGNiG Obrót Detaliczny mogą zmienić sposób rozliczania i zamiast rachunków prognozowanych otrzymywać raz w miesiącu fakturę rozliczeniową za faktycznie zużyty gaz. Aby to zrobić wystarczy zmienić obecną grupę taryfową na grupę z oznaczeniem 12T. To wariant, w którym klient co miesiąc sam podaje stan licznika.

Szczegółowe informacje na ten temat znajdują się na stronie: https://pgnig.pl/dla-domu/taryfa-12t

Skarb Państwa będzie mógł udzielać gwarancji dla Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE). Dzięki utworzeniu Agencji możliwa będzie transformacja polskiej elektroenergetyki. NABE będzie zarazem gwarantem bezpieczeństwa energetycznego kraju.

Nowe rozwiązania będą konieczne dla utworzenia NABE. Udzielenie gwarancji przez Skarb Państwa pozwoli Agencji pozyskać na rynku finansowym środki niezbędne do dalszej działalności. Nabycie przez Skarb Państwa elektrowni węglowych odciąży ich obecnych właścicieli i umożliwi im pozyskanie kapitału na inwestycje zero- i niskoemisyjne. Polacy zyskają dzięki działaniu NABE wzmocnienie bezpieczeństwa energetycznego i przyspieszenie transformacji elektroenergetyki, a przez to czystsze powietrze.


Najważniejsze rozwiązania

• Utworzenie NABE odbędzie się w dwóch etapach.
  • W pierwszym, Skarb Państwa nabędzie od spółek z udziałem Skarbu Państwa, tj. PGE Polska Grupa Energetyczna, ENEA, TAURON Polska Energia oraz ENERGA, ich spółki zależne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w konwencjonalnych elektrowniach węglowych, tj. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, Tauron Wytwarzanie, Enea Wytwarzanie, Enea Elektrownia Połaniec oraz Energa Elektrownie Ostrołęka.
  • Następnie spółki zostaną skonsolidowane w ramach PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna (GiEK). Nastąpi to poprzez wniesienie przez Skarb Państwa akcji lub udziałów tych spółek na podwyższenie kapitału zakładowego PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna. GiEK będzie następnie funkcjonować, jako NABE.
• Gwarancjami Skarbu Państwa objęte ma zostać 70 proc. zobowiązań finansowych NABE, w skład których nie wejdą odsetki i inne koszty – gwarancja będzie dotyczyć jedynie kapitału.
• Zagwarantowane zostaną trzy rodzaje instrumentów finansowych dla NABE:
  • kredyt odnawialny,
  • długoterminowe pożyczki;
  • limity przed rozliczeniowe na zakup uprawnień do emisji CO2 i waluty potrzebnej do ich rozliczenia.

• Termin ochrony gwarancyjnej wyniesie 8 lat od utworzenia NABE.

Nowe rozwiązania mają wejść w życie z dniem następującym po ogłoszeniu w Dzienniku Ustaw.

Zanim na morzu staną pierwsze "wiatraki", konieczne jest przeprowadzenie szeregu badań pozwalających na rozpoznanie budowy geologicznej terenu i podłoża, na którym zbudowane zostaną fundamenty, wieże i turbiny wiatrowe, morskie stacje transformatorowe, wewnętrzne kable łączące poszczególne turbiny oraz kable eksportowe. Niezbędne są też badania wietrzności w miejscu przyszłych farm wiatrowych i to przynajmniej przez cały rok, tak aby uchwycić warunki pogodowe w każdej porze roku.

Zazwyczaj proces budowy rozpoczyna się od przygotowania infrastruktury lądowej - stacji transformatorowej i kabli lądowych. Następnie instalowane są fundamenty i morskie stacje transformatorowe, potem układane są kable łączące wszystkie elementy, by na końcu zainstalować turbiny.

Budowa morskich farm wiatrowych jest dużym wyzwaniem logistycznym, planistycznym oraz technologicznym. Przygotowanie i proces budowy elektrowni na morzu trwają kilka lat. A najważniejszy etap odbywa się na lądzie. Wszystko musi zostać precyzyjnie przygotowane i zaplanowane zanim rozpoczną się właściwe prace na pełnym morzu. Od odpowiedniego przygotowania zależy sprawny harmonogram budowy i ostateczny koszt inwestycji - mówi Grzegorz Figacz, dyrektor Departamentu Morskich Farm Wiatrowych w PGE Baltica.

Budowę elektrowni wiatrowej rozpoczyna się od prawidłowego przygotowania podłoża, np. oczyszczenia dna, a następnie jego stabilizacji poprzez wysypanie kamienia, zarówno pod fundamenty, jak i trasę kabla. To istotny proces, którego zadaniem jest zabezpieczenie elementów morskiej farmy wiatrowej na etapie instalacji oraz ochrona w trakcie eksploatacji przed działaniem czynników zewnętrznych, powodujących chociażby wypłukiwanie dna wokół fundamentów.

Na właściwie przygotowanym podłożu może zostać zainstalowany fundament. Jedną z najczęściej stosowanych konstrukcji fundamentów w morskiej energetyce wiatrowej są monopale. Ich zaletą jest łatwość instalacji na płytkich i średnich głębokościach wody. Z portu instalacyjnego odbiera je wyspecjalizowany statek i dostarcza na odpowiednio wyznaczone miejsce na morzu. Stalowy cylinder jest wbijany w dno morskie za pomocą specjalistycznego siłownika hydraulicznego. Na zainstalowanych fundamentach montowane są także morskie stacje transformatorowe, a następnie rozkładane są kable łączące wszystkie elementy.

Końcowym etapem jest montaż turbiny. Sama turbina wiatrowa jest budowana na lądzie, gdzie wstępnie montowane są także jej wszystkie elementy składowe. Instalacja wieży, turbiny oraz elementów wirnika w lokalizacji farmy wykonywana jest z wykorzystaniem dźwigów znajdujących się na statkach instalacyjnych typu jack-up.

Budowa farmy wiatrowej wymaga wykorzystania wyspecjalizowanych statków odpowiedzialnych za budowę fundamentów turbin (Foundation Installation Vessels), mocujących turbiny (Wind Turbine Installation Vessels) oraz układających kable na dnie morza (Cable Laying Vessels).

Największa realizowana obecnie inwestycja wiatrowa w polskiej części Morza Bałtyckiego to Morska Farma Wiatrowa Baltica o łącznej powierzchni 320 km kw. Farma składa się z dwóch etapów – Baltica 2 i Baltica 3. Buduje ją PGE Polska Grupa Energetyczna we współpracy z duńską firmą Ørsted. Planowane uruchomienie etapu Baltica 2 to rok 2027. Etap Baltica 3 ma zostać oddany do użytku dwa lata później.

Z kolei po 2030 roku planowane jest uruchomienie Morskiej Elektrowni Wiatrowej Baltica 1 o mocy ok. 0,9 GW. Prąd wyprodukowany w tych farmach wiatrowych zasili ok. 5,4 mln gospodarstw domowych w Polsce.