Energetyka

– Osiągnęliśmy w pierwszym kwartale br. dobre wyniki finansowe, aczkolwiek nie są one wystarczające dla naszych potrzeb, ponieważ jesteśmy w trakcie ogromnego procesu inwestycyjnego – mówi Wojciech Dąbrowski, prezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej. Jak wskazuje, spółka jest m.in. największym inwestorem offshore na Bałtyku, uczestniczy w projekcie jądrowym i realizuje szeroko zakrojone inwestycje w OZE i magazyny energii. Jednocześnie w tym roku przeznaczy w sumie ok. 10 mld zł na finansowanie rządowej Tarczy Solidarnościowej, która ma ochronić wrażliwych odbiorców przed skutkami kryzysu energetycznego.

– W pierwszym kwartale br. zanotowaliśmy 1,7 mld zł zysku netto i tę kwotę przeznaczyliśmy na inwestycje, bo w PGE zysk równa się inwestycje w odnawialne źródła energii i dystrybucję – mówi agencji Newseria Biznes Wojciech Dąbrowski. – PGE odpowiada za polskie bezpieczeństwo energetyczne, to na nas spoczywa odpowiedzialność za zapewnienie bezpieczeństwa i ciągłości dostaw energii elektrycznej i ciepła. Naszym zadaniem jest też przygotować tę energetykę na wyzwania kolejnych dziesiątków lat, żeby polska gospodarka była nowoczesna i mogła się dalej dynamicznie rozwijać. Jesteśmy w tej chwili jednym z liderów rozwoju gospodarczego w Europie, a energetyka jest tego składową i bardzo ważnym elementem wspomagającym ten proces.

Opublikowane przez spółkę wyniki finansowe za I kwartał 2023 roku są zgodne z wcześniejszymi szacunkami. Grupa PGE zanotowała 1,72 mld zł skonsolidowanego zysku netto dla akcjonariuszy (wobec 1,02 mld zł rok wcześniej). Zysk operacyjny wyniósł 2,34 mld zł (wobec 1,55 mld zł rok wcześniej), natomiast zysk EBITDA sięgnął 3,42 mld zł (wobec 2,61 mld zł rok wcześniej). Powtarzalny zysk EBITDA wyniósł z kolei 3,34 mld zł (wobec 2,59 mld zł rok wcześniej) i uwzględnia on 2,32 mld zł kwartalnego odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny, z którego finansowane jest zamrożenie cen energii elektrycznej dla odbiorców końcowych.

Grupa PGE szacuje, że w całym 2023 roku przeznaczy na finansowanie rządowej Tarczy Solidarnościowej w sumie ok. 10 mld zł. W tym miesiącu wystartowała też z kampanią, w ramach której informuje o zamrożeniu cen energii dla gospodarstw domowych, przedsiębiorstw i instytucji wrażliwych.

– Osiągnęliśmy w pierwszym kwartale br. dobre wyniki finansowe, aczkolwiek te wyniki nie są wystarczające dla naszych potrzeb, ponieważ jesteśmy w trakcie ogromnego procesu inwestycyjnego. Inwestujemy w odnawialne źródła energii, w dystrybucję, jesteśmy największym inwestorem na Morzu Bałtyckim i uczestniczymy w projekcie jądrowym, żeby w przyszłości Polacy mieli czystą energię w akceptowalnej cenie i żeby polska gospodarka była rentowna – wymienia prezes PGE Polskiej Grupy Energetycznej.

Finalna wysokość nakładów inwestycyjnych Grupy PGE w I kwartale br. sięgnęła 1,56 mld zł. Spółka podkreśla, że jest m.in. największym inwestorem offshore na Bałtyku i realizuje obecnie projekt MFW Baltica o mocy ok. 2,5 GW. Dla zobrazowania – to połowa mocy zainstalowanej w największej elektrowni w Europie, czyli Elektrowni Bełchatów, która pokrywa w tej chwili ok. 20 proc. całego krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną. Uruchomienie obu etapów MFW Baltica planowane jest do 2030 roku. Energia z tych farm zasili w energię blisko 4 mln polskich gospodarstw domowych.

– W kwietniu br. rozstrzygnęliśmy przetarg na dostawę 107 turbin dla jednego etapu MFW Baltica – projektu Baltica 2. MFW Baltica to największa inwestycja OZE w polskiej historii – podkreśla Wojciech Dąbrowski. – Jednocześnie jesteśmy też partnerem w projekcie jądrowym, który realizujemy wspólnie z ZE PAK, czyli największym prywatnym producentem prywatnym energii elektrycznej w Polsce, oraz uznanym koncernem KHNP, który wybudował już 24 bloki nuklearne w Korei Południowej i Zjednoczonych Emiratach Arabskich.

W kwietniu br. Grupa PGE zrobiła milowy krok w stronę realizacji tej inwestycji, powołując z ZE PAK wspólną spółkę celową – PGE PAK Energia Jądrowa, która będzie brała udział w realizacji budowy elektrowni jądrowej w Koninie/Pątnowie w Wielkopolsce. Według wstępnych analiz uruchomienie pierwszego bloku elektrowni atomowej ma być możliwe już w 2035 roku.

Uzupełnieniem dla energetyki jądrowej mają być odnawialne źródła energii. Jednak dla rozwoju OZE i stabilności systemu – w którym coraz większą rolę będą odgrywać zmienne, niestabilne źródła zależne od pogody – niezbędny jest rozwój magazynów energii.

– Dlatego właśnie powołaliśmy w PGE specjalny program budowy magazynów energii – mówi prezes PGE.

Obecnie Grupa PGE pracuje też nad aktualizacją swojej długofalowej strategii, która ma uwzględniać ostatnie zmiany, jakie zaszły w spółce i jej otoczeniu rynkowym.

– Tam się pojawi nacisk na magazyny energii, energetykę jądrową i wszystkie projekty, które zapewnią w przyszłości bezpieczeństwo energetyczne, energię elektryczną bez kosztów CO₂, w akceptowalnej cenie dla naszych klientów i gospodarki. To jest zasadniczy cel naszych działań – zapowiada Wojciech Dąbrowski.

Według danych przedstawionych przez spółkę produkcja energii elektrycznej netto w I kwartale br. w jednostkach wytwórczych Grupy PGE wyniosła 15,7 TWh i była o 9 proc. niższa r/r. Wolumen dystrybuowanej energii elektrycznej był na poziomie 9,5 TWh (niżej o 3 proc. r/r). Wolumen sprzedaży energii elektrycznej do odbiorców końcowych również spadł o 3 proc. r/r i osiągnął wartość 8,9 TWh. Z kolei wolumen sprzedaży ciepła wyniósł 20,2 PJ, co oznacza spadek o 5 proc. w porównaniu do analogicznego okresu 2022 roku. Średni koszt emisji CO₂ w segmentach energetyki konwencjonalnej i ciepłownictwa wyniósł 406,6 zł/MWh, co stanowi wzrost o 48 proc. r/r. Średnia hurtowa cena energii zrealizowana przez segmenty energetyki konwencjonalnej i ciepłownictwa w I kwartale 2023 roku (z uwzględnieniem odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny) wyniosła 771,6 zł/MWh i była wyższa o około 328 zł/MWh w porównaniu do pierwszego kwartału 2022 roku – podała grupa w komunikacie.

– Dla Polski największym wyzwaniem jest w tej chwili rozwój sieci, który nadąża za rewolucją energetyczną w postaci szybkiego rozwoju fotowoltaiki, energetyki słonecznej, wiatrowej i mniejszych magazynów – mówi prezeska zarządu Forum Energii, dr Joanna Maćkowiak-Pandera. Jej zdaniem jednym z elementów zwiększania elastyczności sieci elektroenergetycznej jest wprowadzenie rynku lokalizacyjnego i to o to Polska powinna zabiegać na forum unijnym. Tym bardziej że europejski rynek energii czekają zmiany, które będą go bardziej uodporniać na kryzysy i perturbacje.

W połowie marca br. Komisja Europejska przedstawiła założenia reformy unijnego rynku energii (Electricity Market Design, EMD), która ma uchronić odbiorców przed wysokimi i niestabilnymi cenami, jakie były obserwowane w 2022 roku. KE chce, aby ten rynek był bardziej odporny na kolejne kryzysy i mniej zależny od energii produkowanej z wykorzystaniem surowców kopalnych.

– Unijny rynek energii będzie się zmieniał. Natomiast to, co zaproponowała niedawno Komisja Europejska, jest raczej drobną reformą, małymi poprawkami do jego obecnego kształtu. One wynikają przede wszystkim z tego, że mamy coraz więcej tanich źródeł odnawialnych, które produkują energię z wiatru i słońca, przy zerowych kosztach zmiennych, i nie potrzebujemy przy tym płacić za paliwo. Jednak odbiorcy nie widzą tej taniej energii na swoich rachunkach. Chodzi właśnie o to, żeby transformacja w stronę zeroemisyjnych, tanich źródeł była zauważalna dla odbiorcy końcowego – mówi agencji Newseria Biznes dr Joanna Maćkowiak-Pandera.

Proponowane przez KE zmiany zakładają przede wszystkim większy udział energii z OZE przy stopniowym wycofywaniu energii gazowej, co ma się przełożyć na niższe ceny i większą konkurencyjność europejskiego przemysłu. To także rozwój magazynów energii i instrumentów szybkiego reagowania na popyt, które będą do dyspozycji operatorów, a także m.in. narzędzia wspierające rozwój długoterminowych, bezpośrednich kontraktów na zakup zielonej energii (cPPA). Pomoc publiczna dla nowych inwestycji OZE ma zaś przyjąć formę dwukierunkowych kontraktów różnicowych. Kolejnym ważnym elementem proponowanych zmian jest też zwiększenie elastyczności sieci energetycznych, które nadal pozostają barierą rozwoju OZE w części państw członkowskich. Jak podkreślają eksperci Forum Energii, jest to również poważny problem w Polsce.

– Dla Polski największym wyzwaniem jest w tej chwili rozwój sieci, który nadąża za rewolucją energetyczną w postaci szybkiego rozwoju fotowoltaiki, energetyki słonecznej i wiatrowej oraz mniejszych form magazynów. To się nie wydarzy, jeżeli nie będziemy mieli sygnałów lokalizacyjnych, które będą tworzyły impuls cenowy nie tylko do rozwoju źródeł, ale i rozwoju sieci. Niestety w Brukseli nie za bardzo toczy się dyskusja na ten temat. Moim zdaniem to jest coś, o co my powinniśmy szczególnie mocno walczyć, żeby to zostało dostrzeżone – ocenia ekspertka.

Jak wynika z raportu Forum Energii z 2019 roku na temat potrzeby wprowadzenia rynku lokalizacyjnego i korzyści z niego płynących, w największym uproszczeniu jest to rynek, gdzie cena wyznaczana jest w konkretnym miejscu systemu – oparta nie tylko na koszcie produkcji, lecz również koszcie dostarczenia prądu do odbiorcy. Rynki lokalizacyjne z powodzeniem funkcjonują w Kanadzie, Australii oraz wielu stanach w USA. W przeciwieństwie do nich – jak czytamy w raporcie – rynek w Europie jest oparty na dużych, nieelastycznych elektrowniach, w większości bardzo starych, oraz na sieciach przesyłowych, których jest za mało. Rynek podzielony jest na bardzo duże strefy, w których występuje jednolita cena hurtowa. Koszty przesyłu oraz ograniczeń sieciowych są dzielone pomiędzy wszystkich uczestników rynku bez względu na to, gdzie odbiorca jest zlokalizowany i jakie bariery trzeba pokonać, żeby dostarczyć mu prąd. Już kilka lat temu eksperci Forum Energii wspominali, że Polska może być liderem tego tematu w ramach UE.

– W Polsce taka transformacja energetyczna, jaka była planowana jeszcze kilka lat temu, czyli m.in. wielkie połączenia transgraniczne, wielkie źródła, wielkie sieci, w tej chwili będzie w naszym wydaniu zbyt droga. Jesteśmy już na innym etapie rozwoju i teraz potrzebujemy impulsów lokalnych, potrzebujemy przemysłu i zaangażowania lokalnych społeczności w transformację energetyczną. Rynek lokalizacyjny jest nam w stanie to ułatwić i spowodować, że ta transformacja będzie tańsza – ocenia prezeska Forum Energii.

Jak podkreśla, polska energetyka wciąż w około 70 proc. opiera się na węglu, który jest paliwem schyłkowym i powoduje, że jesteśmy jednym z najbardziej emisyjnych państw UE. Palącą potrzebą jest nie tylko odejście od węgla, ale także ograniczenie roli gazu w transformacji energetycznej oraz postawienie m.in. na rozwój sieci elektroenergetycznych. Dziś są one przestarzałe i mało elastyczne, co przyczynia się do marnowania taniej energii elektrycznej z OZE na rzecz drogiej i emisyjnej z jednostek konwencjonalnych.

– Węgla jest coraz mniej, coraz więcej musimy sprowadzać go z zagranicy, więc to jest oczywiste, że musimy przede wszystkim postawić na źródła odnawialne, bo one gwarantują nam niezależność energetyczną. Słońca ani wiatru nie będziemy musieli importować. I dlatego powinno być dla nas interesem strategicznym to, żeby pogodzić źródła odnawialne z malejącym udziałem węgla i skonstruować system tak, żeby on działał stabilnie, był elastyczny, a jednocześnie żeby odbiorcy widzieli z tego korzyści, czyli mieli perspektywę taniej energii – mówi dr Joanna Maćkowiak-Pandera.

Jej zdaniem mimo znaczących różnic w systemach energetycznych poszczególnych krajów członkowskich UE cel transformacji jest dla wszystkich podobny, więc da się pogodzić różne interesy w ramach europejskiego rynku.

– Sytuacja różnych państw unijnych jest zupełnie inna niż nasza, bo są takie, które już w tej chwili mają bardzo dużo energetyki jądrowej, jak Francja, albo mają bardzo dużo źródeł odnawialnych, jak Szwecja. Ale podobnym krajem do nas są Niemcy, gdzie mają bardzo dużo węgla i też stawiają na źródła odnawialne. Ja nie widzę w ogóle możliwości, że ta transformacja nam się nie uda, natomiast trzeba się pogodzić z tym, że w rynku energii będą musiały być zmiany związane z regulacjami, wynagradzaniem za odpowiednie usługi, nie tylko generacji, ale też elastyczność, za przesuwanie zapotrzebowania na energię, to wszystko nas czeka – zapowiada prezeska Forum Energii.

Wobec rosnących kosztów energii większość przedsiębiorstw szuka w tej chwili sposobów na zoptymalizowanie jej kosztów. Dla części z nich – przede wszystkim dla dużych, energochłonnych biznesów – sposobem może być udział w programie DSR (Demand Side Response), czyli po prostu dobrowolne ograniczenie poboru mocy na prośbę operatora systemu elektroenergetycznego, który dzięki temu jest w stanie zbilansować go w sytuacjach krytycznych spadków rezerw mocy. Jak na razie udział DSR w polskim rynku energii jest jeszcze niewielki, ale wraz ze wzrostem liczby odnawialnych, niestabilnych źródeł energii będzie dynamicznie rosnąć. 

– Utrzymanie stabilności systemu energetycznego to jest poważne wyzwanie. W tym celu konieczne jest, żeby operator systemu przesyłowego w każdym momencie miał do dyspozycji odpowiednią ilość megawatów, aby pokryć zapotrzebowanie zarówno na bieżąco, jak i w momencie, kiedy z tego systemu wypadnie jakiś element, np. duża elektrownia. I wówczas jest taka interwencyjna bądź sterowana cenami energii możliwość oddziaływania poprzez tzw. odpowiedź odbioru, czyli demand response – mówi agencji Newseria Biznes Jacek Misiejuk, prezes zarządu Enel X Polska.

W Polsce, gdzie znaczna liczba elektrowni węglowych pamięta jeszcze lata 70., zapobieganie niedoborom prądu ma szczególne znaczenie. Zwłaszcza że – jak oszacował Polski Instytut Ekonomiczny – potencjalny blackout, czyli nagły i długotrwały brak zasilania, może mieć potencjalnie opłakane skutki dla całej gospodarki. Według wyliczeń PIE 12-godzinna przerwa w dostawach energii elektrycznej w skali całego kraju wiązałaby się ze stratą sięgającą nawet 3,8 mld zł.

Rolę operatora odpowiedzialnego za bilansowanie systemu – czyli dostosowywanie podaży energii do zmieniającego się w ciągu doby zapotrzebowania na prąd – pełnią Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Spółka ostatni raz informowała o okresach zagrożenia na rynku mocy we wrześniu ub.r. – w praktyce ten komunikat oznacza, że zachodzi ryzyko pojawienia się niedoborów mocy w systemie.

Takie zagrożenie pojawia się na ogół wskutek splotu niekorzystnych czynników, na przykład latem, kiedy popyt na energię elektryczną gwałtownie rośnie ze względu na dużą liczbę pracujących urządzeń klimatyzujących. Przestarzała energetyka węglowa nie jest w stanie mu sprostać, a susze i upały powodują problemy z zasilaniem układów chłodzenia w konwencjonalnych elektrowniach. Ryzyko rośnie też przy bezwietrznej pogodzie, która ogranicza produkcję prądu w farmach wiatrowych i w przypadku dużych awarii lub przestojów w pracy elektrowni.

Operator systemu, czyli PSE, może w takiej sytuacji np. zadbać o zwiększenie podaży prądu poprzez wykorzystanie rezerwowych mocy, wspomagać się importem albo zadbać o zmniejszenie zapotrzebowania na prąd, wymuszając je poprzez podnoszenie stopni zasilania do 20. włącznie. To ostatnie rozwiązanie jest kosztowne dla gospodarki i wywołuje duże straty po stronie przedsiębiorstw. Alternatywą mogą być jednak usługi świadczone w ramach DSR (Demand Side Response), czyli po prostu dobrowolne ograniczenie poboru mocy przez znaczących konsumentów energii.

– Duże firmy na sygnał od operatora są w stanie dostarczyć wiele megawatów – mówi Jacek Misiejuk. – My specjalizujemy się właśnie w tworzeniu takich dużych, wirtualnych elektrowni złożonych z firm przemysłowych, które są w stanie zredukować co najmniej 100 kW mocy, żeby dać operatorowi narzędzie, które pozwoli mu nie dopuścić do blackoutu w takich sytuacjach, kiedy mocy w systemie jest za mało.

Demand Side Response (DSR) jest jednym z mechanizmów zwiększających elastyczność działania systemu elektroenergetycznego. Oznacza czasową redukcję poboru mocy przez odbiorców energii na wezwanie operatora, czyli Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Tymi odbiorcami są na ogół duże przedsiębiorstwa – jak m.in. zakłady odlewnicze, przetwórcze czy firmy wydobywcze – które w w kryzysowej sytuacji, na prośbę operatora, są w stanie ograniczyć zużycie energii elektrycznej, np. przekładając część procesów technologicznych na godziny poza szczytem poboru z krajowego systemu.

Co istotne, za utrzymywanie gotowości do ograniczenia poboru energii firmy mogą zarobić od kilkudziesięciu tysięcy do nawet kilku milionów złotych rocznie, a udział w programie DSR nie jest obarczony ryzykiem kar, więc przedsiębiorstwa nie muszą się bać, że w jakikolwiek sposób na tym stracą. To powoduje, że udział w DSR jest dla nich coraz popularniejszym sposobem na optymalizację rosnących kosztów energii.

– Płacąc dużym odbiorcom za to, że na sygnał są w stanie przesunąć swoją produkcję na inne godziny i zmienić plan pracy własnych źródeł, nie zwiększając zapotrzebowania, operator może lepiej bilansować system – mówi prezes Enel X Polska.

Jak wskazuje, sposobów na obniżenie kosztów energii szukają w tej chwili wszystkie biznesy, jednak udział w programie DSR nie jest niestety rozwiązaniem dla małych i średnich przedsiębiorstw.

– Takich programów jeszcze nie ma, m.in. dlatego że bardzo trudno jest uzyskać taką szybką odpowiedź z wielu rozproszonych źródeł. To wymagałoby bardzo wysokich bodźców cenowych. Z drugiej strony ta odpowiedź byłaby mocno niepewna, bo dużo trudniej to monitorować, pilnować, tutaj te odbiory są dużo bardziej zróżnicowane. O wiele łatwiej uzyskać ten efekt w przemyśle – mówi Jacek Misiejuk.

W Polsce usługi DSR z płatnością za zdolność do redukcji pojawiły się w 2017 roku. Od tamtej pory zainteresowanie nimi sukcesywnie rośnie, choć jak na razie ich udział w polskiej energetyce wciąż jest stosunkowo niewielki.

Tym, co ogranicza ich rozwój, jest m.in. niedostatecznie rozwinięty rynek energii, ponieważ w Polsce istnieje tylko rynek mocy, nie ma rynku dwutowarowego ani bodźców, na które można byłoby reagować. Szacuje się jednak, że wraz z rosnącą liczbą odnawialnych źródeł energii, które z natury są niestabilne, odbiorcy będą coraz częściej sięgać po mechanizmy stabilizujące i podnoszące elastyczność systemu, co przyczyni się do rozwoju DSR.

– To pozwoli nie tylko zwiększyć bezpieczeństwo i obniżyć koszty, ale również zintegrować większą liczbę źródeł odnawialnych. A te, jak wiadomo, zmniejszają naszą zależność od importu paliw i pozwalają na obniżenie kosztów dostarczania energii, bo energia ze źródeł konwencjonalnych jest dużo droższa – mówi Jacek Misiejuk.

Enel X jest obecnie liderem polskiego rynku DSR. Spółka dysponuje bazą ponad 320 przedsiębiorstw z kontraktami na 546 MW i posiada 65 proc. kontraktów DSR na rynku mocy na lata 2024–2027.

W polskiej części Bałtyku rozwijane są obecnie projekty morskich farm wiatrowych o łącznej mocy ok. 8,4 GW, w tym 5,9 GW z projektów tzw. fazy I oraz 2,5 GW z projektów tzw. fazy II. Tymczasem według analiz zleconych przez Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej potencjał jest dużo większy i wynosi nawet 33 GW, przy oczekiwanej rocznej produkcji energii na poziomie 130 TWh. – Bałtyk to jest nasze ogromne dobro narodowe, jego potencjał dla rozwoju energetyki wiatrowej jest przeogromny – mówi Alicja Chilińska-Zawadzka, dyrektorka generalna EDF Renewables Polska. Jak podkreśla, rozwój branży offshore nie tylko ma zapewnić tanią i zieloną energię, ale może być też kołem zamachowym polskiej gospodarki i przyczynić się do stworzenia tysięcy wysoko specjalistycznych miejsc pracy.

– Rozwój projektów w sektorze offshore przełoży się na stabilne, niezawodne źródła energii i bezpieczeństwo energetyczne Polski. Ma szansę stać się kołem zamachowym polskiej gospodarki i przyczynić się do rozwoju lokalnych łańcuchów dostaw. Aktualizacja polityki energetycznej państwa pokazuje, że moce w energetyce wiatrowej – zarówno na morzu, jak i na lądzie – zostały mocno zwiększone i jest to kierunek, w którym powinniśmy podążać – mówi agencji Newseria Biznes Alicja Chilińska-Zawadzka.

Zgodnie z przedstawionymi przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska założeniami scenariusza prognostycznego PEP 2040 do 2040 roku źródła niskoemisyjne, czyli OZE i atom, będą stanowić już ok. 74 proc. mocy zainstalowanych. Istotny udział będą w tym miały morskie elektrownie wiatrowe – prognozuje się, że w 2030 roku ich moc zainstalowana wyniesie 5,9 GW, a dekadę później – już 18 GW. W przypadku energetyki wiatrowej na lądzie te wartości mają wynieść odpowiednio 14 i 20 GW. Odnośnie do planowanej produkcji energii elektrownie morskie w 2040 roku mają jej dostarczać ok. 18 proc., a lądowe – ok. 14 proc.

Z ubiegłorocznego raportu „Potencjał morskiej energetyki wiatrowej w Polsce”, przygotowywanego na zlecenie Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej, wynika, że potencjał tego sektora jest dużo większy i docelowo może sięgać 33 GW, przy oczekiwanej średniej rocznej produkcji energii na poziomie 130 TWh. W raporcie PSEW zidentyfikowano bowiem w polskiej części Morza Bałtyckiego 20 nowych obszarów, w tym 18 w wyłącznej strefie ekonomicznej i dwa na morzu terytorialnym, gdzie mogą dodatkowo powstać wiatraki o łącznej mocy niemal 18 GW i produkcji rzędu 70 TWh rocznie.

– Bałtyk to jest nasze ogromne dobro narodowe, jego potencjał dla rozwoju energetyki wiatrowej jest przeogromny – mówi dyrektorka generalna EDF Renewables Polska.

Offshore to jedna z najszybciej rozwijających się technologii odnawialnych źródeł energii nie tylko w Polsce, ale i na całym świecie. W polskiej części Morza Bałtyckiego obecnie trwają prace przygotowawcze do budowy pierwszych farm wiatrowych, z których prąd ma popłynąć już w 2026 roku. Dotychczas wsparcie zostało przyznane dla projektów tzw. I fazy rozwoju o łącznej mocy 5,9 GW, ale trwają procedury administracyjne, w wyniku których mają zostać przyznane kolejne pozwolenia na realizację projektów o mocy 2,5 GW dla tzw. II fazy.

– EDF Renewables złożyło 10 wniosków na 10 lokalizacji na Bałtyku w celu realizacji polskiego programu offshore i dotychczas zostały nam przyznane cztery lokalizacje. W każdym z tych czterech rozstrzygnięć EDF uzyskało drugą najwyższą liczbę punktów. To pokazuje, jak dobra była nasza oferta, ponieważ na tle wielu innych inwestorów – a w sumie złożono aż 123 wnioski – uzyskaliśmy bardzo wysokie noty. Teraz podobnie jak cała branża przyglądamy się, czekamy na rozstrzygnięcia kolejnych lokalizacji i liczymy, że któraś z nich zostanie nam przydzielona do realizacji – mówi Alicja Chilińska-Zawadzka.

Jak podkreśla, ze względu na błyskawiczny rozwój sektora offshore i ambitne plany jego rozwijania w nadchodzących latach Polska jest w tej chwili dla EDF Renewables krajem o znaczeniu strategicznym.

– Jako spółka Skarbu Państwa rozumiemy, że rozwój morskiej energetyki wiatrowej to jeden z głównych filarów bezpieczeństwa energetycznego. Offshore, podobnie zresztą jak wszystkie odnawialne źródła energii, to gwarant niezależności energetycznej i niezależności od eksportowanych paliw kopalnych – podkreśla dyrektorka generalna EDF Renewables Polska.

Poza tym rozwój branży offshore ma być także impulsem do rozwoju gospodarczego i stworzyć tysiące wysoko specjalistycznych miejsc pracy. Według szacunków zawartych w raporcie PSEW, gdyby całkowity potencjał Bałtyku został wykorzystany, morska energetyka do 2040 roku mogłaby zaspokajać nawet 57 proc. całego krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną i wygenerować ponad 100 tys. miejsc pracy, a także 178 mld zł wartości dodanej brutto w fazie rozwoju i 46 mld zł rocznie w fazie operacyjnej (na podstawie wyliczeń EY dla PSEW). Przy pełnym wykorzystaniu produkcyjności polskich usługodawców local content w łańcuchu dostaw dla morskich farm wiatrowych na Bałtyku sięgnąłby zaś 65 proc., co stanowi dużą szansę dla polskiej gospodarki.

– Polska może się stać centrum morskiej energetyki wiatrowej dla całego Bałtyku, może być hubem rozwoju łańcucha dostaw dla wszystkich farm wiatrowych na całym Morzu Bałtyckim. Branża offshore ma również potencjał pobudzania gospodarki, a każdy zainstalowany gigawat to tysiące nowych miejsc pracy. Szacuje się, że w nadchodzących 20 latach w tej branży może znaleźć zatrudnienie aż 100 tys. osób, co będzie niebagatelnie dużym rynkiem pracy dla polskich projektantów, inżynierów oraz różnych innych branż związanych z morską energetyką wiatrową – podkreśla Alicja Chilińska-Zawadzka.

Wzrost cen energii i rosnący nacisk na ograniczanie emisji powodują, że również kolej – która pod tym względem i tak jest już najbardziej ekologicznym środkiem transportu – musi myśleć o przechodzeniu na odnawialne źródła energii. Prąd z OZE ma być produkowany m.in. na farmach wiatrowych i fotowoltaicznych, powstających w pobliżu torów i innych obiektów kolejowych. Takie plany ma również SKM Warszawa, która chce zainwestować w fotowoltaikę i magazyny energii w swojej bazie na warszawskich Szczęśliwicach. – Zastanawiamy się też nad próbą miniinstalacji magazynowania energii w wodorze – mówi prezes spółki Alan Beroud. 

– Kolej jest dużym odbiorcą energii elektrycznej, w związku z czym jest to jedna z kluczowych branż, w której trzeba to zużycie energii ograniczać – mówi agencji Newseria Biznes Alan Beroud.

Według danych UTK kolej to ekologiczny, najmniej emisyjny środek transportu – odpowiada za jedynie 0,4 proc. całkowitych emisji CO₂ generowanych przez transport w Europie. W przeliczeniu na pasażera pociągi produkują trzykrotnie mniej dwutlenku węgla niż samochody i aż osiem razy mniej niż samoloty. Co istotne, kolej to również jedyny środek transportu, który od 1990 roku zmniejszył ogólną emisję spalin, m.in. dzięki modernizacji lokomotyw, które z roku na rok są coraz bardziej przyjazne środowisku.

Jednocześnie kolej jest jednym z największych w skali kraju konsumentów energii elektrycznej. Szacuje się, że zużywa ok. 1–2 proc. całości konsumowanej energii. I choć w porównaniu z innymi sektorami transportu czy przemysłu wydaje się to stosunkowo niewiele, to jednak wydatki ponoszone na zakup energii stanowią jedną z głównych pozycji w budżetach kolejowych spółek. Dlatego stale poszukują one rozwiązań obniżających ten koszt, zwłaszcza teraz, w kontekście kryzysu energetycznego i wzrostu cen.

– Z perspektywy naszej spółki staramy się przede wszystkim prowadzić program eco-drivingu, zmierzający do zwiększenia efektywności zużycia energii poprzez optymalizację sposobu jazdy i wypłaszczenie pików, jak również poprzez rekuperację [odzysk energii cieplnej w systemie wentylacji – red.]. W tym pierwszym przypadku oszczędności sięgają ok. 10 proc. zużywanej energii, co w skali naszej spółki przyniosło w ubiegłym roku 3 mln zł oszczędności. W tym roku ta kwota najprawdopodobniej sięgnie już 6 mln zł. Natomiast w przypadku rekuperacji przy starym taborze otrzymujemy oszczędności ok. 20 proc. zużycia energii, a przy nowym taborze nawet do 32 proc. – wyjaśnia prezes Szybkiej Kolei Miejskiej.

Obecnie kolej wciąż wykorzystuje głównie energię elektryczną produkowaną z paliw kopalnych. Jednak – zgodnie z założeniami programu Zielona Kolej – do 2025 roku już połowa zużywanej energii ma pochodzić z odnawialnych źródeł. Do 2030 roku udział zielonej energii ma wzrosnąć do 85 proc., a docelowo – do 100 proc., co przełoży się na redukcję emisji dwutlenku węgla o 8 mln t. Prąd ma być produkowany m.in. na farmach wiatrowych i fotowoltaicznych, powstających w pobliżu torów i innych obiektów kolejowych. Podczas VI Kongresu Czystego Powietrza, jaki odbył się niedawno w Warszawie, SKM Warszawa podpisała z PKP Energetyka, integratorem tego programu, list intencyjny w sprawie przystąpienia do niego.

– W proekologicznych inwestycjach kluczowe jest to, żeby myśleć zarówno o odnawialnych źródłach energii, jak i bilansowaniu związanym z akumulatorami, magazynami energii złożonymi z akumulatorów czy też o magazynach wodorowych. Tutaj bardzo dobrym przykładem jest PKP Energetyka, która instaluje magazyny energii na swojej sieci, z której my również korzystamy. Te magazyny powodują, że spółka jest w stanie w odpowiednim momencie zwiększyć lub zmniejszyć napięcie, jest w stanie regulować sieć za pomocą podsystemów energetycznych – mówi Alan Beroud.

Warszawska SKM ma także plan inwestycji w fotowoltaikę i magazyny energii w swojej bazie na warszawskich Szczęśliwicach. 

– Zastanawiamy się też nad próbą miniinstalacji magazynowania energii w wodorze – mówi prezes Szybkiej Kolei Miejskiej.

Jak wskazuje, spółka jako kolej aglomeracyjna skupia się także na rozbudowie swojej siatki połączeń. Od 12 marca br. mieszkańcy aglomeracji warszawskiej mogą już podróżować pociągami SKM do Piaseczna. Przewoźnik uruchomił dwa połączenia – jedno łączy Piaseczno z Wieliszewem (przez Warszawę Gdańską), a drugie z Warszawą Główną. Dzięki temu podróż do centrum miasta zajmie ok. 35 min.

– Pod koniec roku będziemy też uruchamiać połączenie nad Zegrze, a nasze kolejne plany to m.in. obsługa dalszych tras, żeby w optymalny sposób dowieźć naszych pasażerów do centrum miasta – mówi Alan Beroud.

Uruchomienie pierwszego bloku elektrowni atomowej w Pątnowie ma być możliwe już w 2035 roku – wynika ze wstępnych analiz. PGE i ZE PAK podpisały właśnie wstępne porozumienie dotyczące powołania wspólnej spółki celowej. Nowy podmiot ma zabezpieczyć polskie interesy w budowie elektrowni jądrowej razem z Koreańczykami, ponieważ do niego będzie należeć większościowy udział w realizowanym projekcie. Będzie reprezentować polską stronę na wszystkich jego etapach, w tym m.in. w trakcie pozyskiwania finansowania i przygotowywania szczegółowego harmonogramu inwestycji. 

We wtorek, 7 marca br. PGE Polska Grupa Energetyczna i ZE PAK podpisały wstępne porozumienie w sprawie utworzenia wspólnej spółki celowej, która będzie realizować projekt budowy elektrowni jądrowej w regionie konińskim. Oba podmioty będą mieć w nowo powstającej spółce po 50 proc. akcji, podejmując decyzje na zasadzie konsensusu.

– W podpisanym porozumieniu określiliśmy podstawowe zasady współpracy w ramach spółki, którą powołamy po uzyskaniu zgody UOKiK – mówi agencji Newseria Biznes Wojciech Dąbrowski, prezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej. – Spodziewamy się, że w ciągu kilku miesięcy dołączy do nas partner koreański. Jednak zakładamy, że to polska strona będzie mieć w tej inwestycji większościowy udział i cały projekt będzie pod kontrolą polskiej strony.

– Zgłosimy do prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów zamiar koncentracji, ponieważ taka wspólna spółka PGE i ZE PAK-u wymaga zapytania o zgodę. Przewidujemy, że prezes UOKiK przychylnie spojrzy na nasz wniosek – dodaje Piotr Woźny, prezes zarządu ZE PAK. – Plan mamy taki, żeby do końca czerwca br. zakończyć prace nad definiowaniem sposobu działania tej spółki, żeby ona stała się już realnym bytem. Zadaniem tej spółki będzie uruchomienie wszystkich działań związanych z badaniami lokalizacyjnymi, środowiskowymi i uzyskaniem całego ciągu wszystkich zgód, pozwoleń administracyjnych niezbędnych do tego, żeby elektrownię atomową budować.

List intencyjny dotyczący budowy pierwszej w Polsce elektrowni atomowej w Pątnowie został podpisany 31 października 2022 roku przez PGE, ZE PAK i południowokoreański koncern energetyczny KHNP. Do końca ubiegłego roku strony przygotowały już wstępny plan rozwoju inwestycji. Wykonane zostały m.in. wstępne analizy warunków geotechnicznych, sejsmicznych i środowiskowych, opracowany został również szacunkowy budżet prac przygotowawczych i etapu budowy oraz harmonogramu realizacji projektu.

– Polska gospodarka, aby się dalej rozwijać, potrzebuje silnej i niezależnej energetyki. W kolejnej dekadzie ważną rolę odegrają odnawialne źródła energii. Jednak kluczowe będzie stabilne, zeroemisyjne źródło, jakim jest energetyka jądrowa. W tym celu konsekwentnie rozwijamy rządowy Program polskiej energetyki jądrowej, którego uzupełnieniem jest projekt realizowany przez PGE, ZE PAK i KHNP. Powołanie wspólnej spółki przez PGE i ZE PAK to kolejny krok w realizacji tego projektu. Będzie ona bezpośrednim partnerem koreańskiego KHNP przy budowie elektrowni jądrowej w regionie konińskim. Pomimo że jest to projekt biznesowy, ma on pełne poparcie polskiego rządu – powiedział podczas podpisywania porozumienia Jacek Sasin, wicepremier i minister aktywów państwowych.

Przyjęta w 2021 roku i zaktualizowana po wybuchu wojny w Ukrainie „Polityka energetyczna Polski do 2040 roku” (PEP 2040) zakłada, że energetyka jądrowa ma być w Polsce podstawą i uzupełnieniem dla źródeł odnawialnych. Rząd zakłada też, że – jako zeroemisyjne źródło energii – pozwoli też na realizację unijnych zobowiązań, czyli osiągnięcie neutralności klimatycznej do 2050 roku. Przede wszystkim energetyka jądrowa ma jednak zwiększyć bezpieczeństwo i suwerenność energetyczną kraju.

– Naszym celem jest wyeliminowanie w przyszłości dostaw jakichkolwiek paliw z kierunku wschodniego, a ta elektrownia da Polsce suwerenność, bezpieczeństwo i niezależność. Ale także nie zapominajmy o tym, to jest niebagatelne dzisiaj, ta elektrownia nie będzie emitowała CO₂, co dzisiaj w dużej mierze wpływa na koszty energii elektrycznej, a więc energia elektryczna z elektrowni jądrowej będzie energią tańszą – mówi Wojciech Dąbrowski.

PGE i ZE PAK wskazują, że powołanie wspólnej spółki celowej to milowy krok do realizacji tej inwestycji. Na jej lokalizację – po wstępnych analizach – został wybrany Pątnów, gdzie z końcem 2024 roku ZE PAK zamierza zakończyć produkcję energii elektrycznej z węgla brunatnego.

Zaletą Pątnowa jest jego centralna lokalizacja, przy jednym z kluczowych krajowych węzłów energetycznych, która umożliwi wyprowadzenie energii elektrycznej we wszystkich kierunkach przy minimalizacji strat związanych z przesyłem oraz optymalne wykorzystanie sieci elektroenergetycznej.

– Drugi atut to podłączenie do całej sieci energetycznej, a trzeci – system chłodzenia, który przez lata z powodzeniem chłodził elektrownię na węgiel brunatny. Odkrywki, które wyeksploatowaliśmy i z których wykopaliśmy węgiel brunatny, są w tej chwili zalewane wodą i w ciągu kilku najbliższych lat w tych odkrywkach będziemy mieli 4–4,5 raza więcej wody niż w systemie chłodzenia, który przez lata z powodzeniem chłodził elektrownię na węgiel brunatny – wymienia prezes  ZE PAK.

Jak wskazuje, w regionie jest również bardzo duża akceptacja dla nowej inwestycji – zarówno ze strony mieszkańców Konina i okolic, jak i okolicznych samorządów oraz władz województwa wielkopolskiego.

Uruchomienie pierwszego bloku elektrowni atomowej ma być możliwe już w 2035 roku. Na podstawie dotychczas wykonanych wstępnych analiz oceniono, że perspektywiczne jest posadowienie co najmniej dwóch reaktorów koreańskiej technologii APR1400 o łącznej mocy 2,8 tys. MW, które mogłyby dostarczyć do polskich domów i firm około 22 TWh energii.

Grupa PGE prowadzi strategiczny dla polskiej energetyki program kablowania sieci średniego napięcia (SN). Do 2026 roku schowa pod ziemię co najmniej 30 proc. istniejących linii średniego napięcia. W tym celu kupiła pierwszą w Polsce, specjalistyczną maszynę do układania kabli energetycznych pod ziemią bez konieczności robienia wykopów. Dzięki temu czas inwestycji w kablowanie sieci zdecydowanie się skróci.

– Jako Grupa PGE realizujemy ogromne wyzwania inwestycyjne, zmierzające do poprawy niezawodności sieci dystrybucyjnej, będącej dzisiaj fundamentem transformacji energetycznej – transformacji, która jest ogromnym wyzwaniem dla polskiej energetyki i tym samym dla polskiej gospodarki. Jednym z takich wyzwań jest strategiczny program kablowania sieci średniego napięcia w Grupie PGE, który realizujemy od czterech lat. Jest to niezbędne do tego, aby podnieść niezawodność i bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej do odbiorców – podkreśla Wojciech Dąbrowski, prezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej.

Kablowanie linii średniego napięcia, czyli przeniesienie ich pod powierzchnię ziemi, ogranicza do minimum ryzyko awarii i uszkodzeń spowodowanych działaniem warunków atmosferycznych. Gwałtowne wichury, intensywne opady śniegu czy ulewne deszcze są bowiem najczęstszą przyczyną nieplanowanych wyłączeń.

– Chowanie w ziemi linii średniego napięcia ma przełożenie przede wszystkim na bezpieczeństwo, ponieważ linia schowana w ziemi jest bardziej bezpieczna dla wszystkich, łącznie z mieszkańcami i samymi energetykami. I po trzecie, ta metoda pozwala powiększyć przekrój linii, które chowamy w ziemi, co przekłada się również na możliwości przyłączania źródeł odnawialnych. – mówi Jarosław Kwasek, prezes zarządu PGE Dystrybucja. 

Na obszarze działania PGE Dystrybucja łączna długość linii energetycznych przekracza 380 tys. km, z czego 115 tys. km stanowią linie średniego napięcia (SN). Spółka dostarcza nimi energię do ponad 5,5 mln odbiorców na terenie wschodniej i centralnej Polski. W tej chwili na obszarze PGE Dystrybucja jest już blisko 26 tys. km skablowanych sieci średniego napięcia, co stanowi prawie 22,5 proc. SN należących do spółki. 

– W 2022 roku schowaliśmy pod ziemię ok. 500 km tych linii, a w 2023 roku planujemy już skablować ok. 2 tys. km, dalej sukcesywnie zwiększając udział tych linii średniego napięcia schowanych w ziemi. To oczywiście przełoży się na wskaźniki jakościowe, na wskaźniki ciągłości dostaw energii do odbiorców końcowych – mówi Jarosław Kwasek.

Grupa PGE realizuje strategiczny dla polskiej energetyki program kablowania sieci średniego napięcia już od czterech lat. To jedno z najważniejszych zadań, jakie stawia sobie spółka. Do 2026 roku PGE planuje zwiększyć udział podziemnych sieci do min. 30 proc.  

– Oznacza to, że w ciągu najbliższych trzech lat na naszym obszarze dystrybucyjnym skablujemy ponad 9 tys. km sieci, przy jednoczesnym demontażu blisko 7 tys. km istniejących linii napowietrznych – mówi Wojciech Dąbrowski.

– Do tej pory realizowaliśmy te zadania metodą klasyczną, odkrywkową, czyli najpierw wykop, wykonanie odpowiednich podsypek, kabel był cięty, łączony, mufowany, więc cały ten proces się wydłużał – mówi prezes zarządu PGE Dystrybucja. 

Teraz mocno przyspieszy go nowoczesna, specjalistyczna maszyna do układania kabli energetycznych pod ziemią (zestaw składa się z dwóch współpracujących ze sobą pojazdów), którą nabyła Grupa PGE.

– Na potrzeby realizacji programu zakupiliśmy pierwszą w Polsce, specjalistyczną, nowoczesną maszynę, która jest w stanie ułożyć nawet 5 km linii kablowej dziennie. Pozwala to na zdecydowane przyspieszenie realizacji inwestycji. Wymierną korzyść stanowią także niższe koszty niż w przypadku tradycyjnej metody układania kabli – dodaje prezes PGE Polskiej Grupy Energetycznej.

Jak podaje Grupa PGE, inwestycje w zakresie kablowania sieci średniego napięcia są wspierane przez środki pochodzące z nowej emisji akcji o wartości 3,2 mld zł, przeprowadzonej przez PGE w 2022 roku. Połowa tych środków została przeznaczona na inwestycje w infrastrukturę sieciową, związane z transformacją energetyczną.