Materiał powstał we współpracy z Hitachi Energy w Polsce
Jaka to różnica – z perspektywy klimatu i środowiska naturalnego – czy mamy linię przesyłu prądu zmiennego (AC) czy stałego (HVDC)?
Budowa infrastruktury systemów przesyłowych w nieunikniony sposób oznacza interakcję ze środowiskiem. Możliwości technologii HVDC przyczyniają się do zmniejszenia oddziaływania na środowisko wskutek bardziej optymalnego wykorzystania infrastruktury: przesyłamy większą moc przy wykorzystaniu tego samego prawa drogi, jak w przypadku AC. To jeden z tych aspektów, które powinno się brać pod uwagę, myśląc o technologii HVDC. Dodatkowym aspektem „środowiskowym” jest znikome pole elekromagnetyczne linii HVDC.
Myślałem, że wspomni pan o mniejszych stratach energii, jakie generuje użycie w przesyle prądu stałego w porównaniu ze zmiennym. Co oznacza mniejsze zużycie surowców przy osiąganiu takich samych efektów.
Oczywiście, to również. Przesył prądu stałego odbywa się przy niewielkich stratach.
Dlaczego zatem olbrzymia większość sieci przesyłowych opiera się na technologii AC, skoro na HVDC można oszczędzić energię?
HVDC nie jest nową technologią, Hitachi Energy była pionierem na tym polu już 70 lat temu. Ale technologia ta jest kosztowna. Muszą się zatem pojawić przesłanki, by z niej skorzystać. Do tej pory przesył prądu stałego był możliwy w prostym schemacie: z punktu A do B. W punkcie B stacja konwerterowa przekształcała prąd stały w zmienny. Dopiero niedawno udało nam się opracować wyłącznik prądu stałego, umożliwiający sterowanie czy przełączanie przepływów.
Ile zatem energii możemy oszczędzić, zmieniając technologię z AC na HVDC?
Trudno jednoznacznie odpowiedzieć, tak czy inaczej w przesyle pojawiają się jakieś straty. W „Planie rozwoju sieci przesyłowej na lata 2023–2032” opracowanym przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne podkreślono, że istnieje szereg argumentów techniczno-ekonomicznych, decydujących o przewadze HVDC w przypadku przesyłu dużych mocy na znaczne odległości. Zacytuję: „ilość traconej energii zależy nie tylko od parametrów samych przewodów, napięcia i długości linii, ale przede wszystkim od przesyłanej mocy. Gdy wzrasta obciążenie linii, straty energii rosną w funkcji kwadratu obciążenia. (...) Wprawdzie w układzie HVDC również pojawiają się straty, jednak sieć AC jest na tyle odciążona, że sumaryczne straty w systemie ulegają znacznemu zmniejszeniu, co potwierdzone zostało w analizach przeprowadzonych w ramach opracowania tego dokumentu”. A rolę odgrywa tu też wspomniane wcześniej wykorzystanie tego samego gruntu do przesyłania większych ilości energii.
Wspomniał pan o opracowaniu „wyłącznika” sieci HVDC. Czy to oznacza, że ta technologia wciąż się rozwija? Możemy spodziewać się nowych rozwiązań w tym zakresie?
Przez te siedem dekad pracy zrealizowaliśmy ponad połowę światowych projektów na bazie rozwiązania HVDC Classic oraz ponad 70 proc. światowych projektów HVDC z przekształceniem źródła napięcia. Projekty są coraz bardziej „szyte na miarę” – z dostosowaniem do potrzeb i celów konkretnego systemu elektroenergetycznego: czasem chodzi o przesył jedno- lub dwustronny, czy transgraniczny, czasem o synchronizację różnych systemów elektroenergetycznych, lub odbiór od źródła generacji. Rynek wymaga coraz większych mocy i odległości przesyłu. Do większości realizowanych projektów już na etapie składania oferty włączane są zespoły z naszych centrów technologicznych.
Jedną z kluczowych kwestii w tego typu systemach są półprzewodniki...
...O, to dziś akurat wyjątkowo wrażliwy punkt globalnej gospodarki.
Jesteśmy w o tyle dobrej sytuacji, że półprzewodniki dla naszych rozwiązań produkujemy sami. Mamy więc wpływ na dostawy, a przede wszystkim – na ich rozwój technologiczny i dostosowanie do naszych potrzeb.
Nadchodzi zima, która może być największym w historii wyzwaniem dla europejskiego bezpieczeństwa energetycznego. HVDC będzie miało do odegrania jakąś rolę w tym okresie?
Owszem. W Polsce szczyt zapotrzebowania wciąż wypada w zimie, mimo coraz częstszego korzystania z klimatyzacji i chłodzenia latem. Ostatni rekord zapotrzebowania padł w lutym ubiegłego roku i był to okres, w którym musieliśmy posiłkować się importem energii m.in. za pośrednictwem polskiego łącza prądu stałego ze Szwecją. W całym ubiegłym roku nasze saldo wymiany energii z zagranicą wynosi ok. 800 MW, ale samo wspomniane łącze ze Szwecją pozwoliło na przesłanie do Polski w sumie ok. 3 GW energii. I zapewne przyjdzie nam z pomocą również tej zimy, zwłaszcza jeżeli doczekamy się jakiejś ekstremalnej sytuacji.
Czy gdyby przesył w Polsce oparty był na HVDC, a nie AC, nasze bezpieczeństwo energetyczne byłoby większe, niż jest?
W obecnej sytuacji posiadane już przez Polskę łącza transgraniczne są wystarczające w stosunku do potrzeb. Jesteśmy w trakcie transformacji energetycznej – owszem, rozchwianej wydarzeniami, takimi jak pandemia, wojna w Ukrainie czy zachwianie łańcuchów dostaw. I ona już się nie zatrzyma, co oznacza, że rozwój sieci HVDC będzie nieodzowny. Przyznają to już we wspomnianych dokumentach PSE: wskazując prąd stały jako kluczowy w łączeniu północy i południa kraju.
Mamy wyzwanie podobne do tego, z którym borykają się wciąż Niemcy: tam generacja energii z morskich farm wiatrowych odbywa się na północy kraju, a największy odbiór jest na południu. Co powoduje, że linie AC stają się nieefektywne, a Niemcy sięgnęli po technologię HVDC, realizując kilka takich połączeń. W Polsce morskie farmy wiatrowe na Bałtyku mogą generować już w pierwszej fazie działania nawet 8 GW mocy – na północy, przy głównym odbiorze w centrum i na południu Polski. PSE wskazują tu, jako rozwiązanie problemu, również zastosowanie łącza prądu stałego, które ma zapewnić efektywny przesył tej energii z wiatru.
Jak wyglądamy pod tym względem na tle Europy i reszty świata?
Cóż, Europa wydaje się być całkiem zaawansowana pod tym względem. Prym wiodą Niemcy, Brytyjczycy i Skandynawowie: liczba zrealizowanych tam projektów jest imponująca. W skali globalnej gros projektów powstaje na Dalekim Wschodzie, gdzie w użyciu jest już przesył ultra-high-voltage (Ultra-HVDC): bardzo duże moce na bardzo duże odległości.
Polska posiada owo łącze ze Szwecją (SwePol Link), uruchomione jeszcze w 2000 r., o łącznej mocy 600 MW – i drugie, z Litwą (LitPol), gdzie jednak ta część stałoprądowa w całości znajduje się po stronie litewskiej. W fazie przetargowej jest dość ważny projekt z tego obszaru: Harmony Link, łącze HVDC między stacjami elektroenergetycznymi w Żarnowcu i litewskim Darbenai. Głównym celem tego projektu jest synchronizacja systemu elektroenergetycznego republik bałtyckich z europejskim – co w obecnej sytuacji geopolitycznej zyskuje na znaczeniu i musi zostać sprawnie zrealizowane. Inne polskie projekty to wspomniane połączenie między północą a południem kraju czy łącze HVDC z Danią. Cieszy zatem fakt, że zaczynamy dostrzegać zalety HVDC, zwłaszcza w obecnej sytuacji.
Rzut oka na mapę sieci HVDC na świecie pozwala zauważyć, że buduje się je głównie pod akwenami wodnymi. Dlaczego?
Mówimy o kablowym przesyle na olbrzymie odległości, instrumencie wymiany energii między państwami. Tak się złożyło zapewne: przy kładzeniu kabla przez morze spotykamy się z inną specyfiką środowiska pracy niż w przypadku kabla kładzionego na lądzie, z inną sferą formalnoprawną, służebnością gruntu. W sytuacji gwałtownego rozwoju farm wiatrowych daleko od brzegów trudno sobie wyobrazić budowę linii napowietrznych czy zastosowania prądu zmiennego. Dlatego po tę technologię sięgają deweloperzy takich farm, prywatni inwestorzy.
Czyli biznes też może sięgnąć po HVDC.
Poza energetyką zawodową widzimy dziś dwa segmenty, które są zainteresowane tą technologią: przemysł rafineryjny oraz wspomnianych deweloperów farm wiatrowych. Wiele takich projektów, zwłaszcza w Wielkiej Brytanii, jest realizowanych w oparciu o naszą technologię HVDC – np. odległe od lądu o 130 do 190 km farmy Dogger Bank, realizowane wspólnie przez norweski Equinor, brytyjskie SSE Renewables i włoski koncern Eni.
Biznes też przecież potrafi kalkulować i budować biznesplany, więc będzie sięgać po tę technologię – tym częściej, im bardziej będzie ona upowszechniona.
Czy na mapie świata znaleźlibyśmy takie łącza, o których moglibyśmy powiedzieć, że mają strategiczne znaczenie dla całego regionu?
Trudno wskazać jedno takie połączenie, wszystkie mają strategiczne znaczenie dla klienta, jego kraju i danego regionu. Takich inwestycji nie robi się bez przesłanek strategicznych. Przykładowo, obecnie realizujemy pierwsze podmorskie połączenie w regionie Bliskiego Wschodu: jedna z największych na świecie firm inżynieryjnych i budowlanych Samsung C&T Corporation zamówiła łącze HVDC dla morskiej instalacji należącej do Abu Dhabi National Oil Company – z lądową stacją elektroenergetyczną należącą do Abu Dhabi National Energy Company PJSC (TAQA). To łącze o bardzo dużej mocy: 3,2 GW, na długości 140 km. Będziemy tam budować cztery stacje przekształtnikowe, które będą konwertować prąd zmienny na prąd stały do przesyłu w kablach podmorskich, a następnie ponownie przekształcą go na prąd zmienny do wykorzystania w morskich systemach energetycznych. Jesteśmy tam zaangażowani także w badania systemowe, projektowanie, dostawę i utrzymanie dostępności łącza – czyli długoterminową umowę serwisową.
Wspomniane niemieckie łącze między północą a południem kraju również ma znaczenie strategiczne. Suedlink DC4 posłuży do przesyłania 2 GW energii, co wystarczy do zasilenia 5 mln niemieckich gospodarstw domowych przy pomocy linii kablowej długości 550 km. To projekt ważny dla Niemiec, ale też dla Polski, bo i nas to czeka.
Czy połączenia z sąsiadami też powinniśmy rozwijać?
Najważniejsze dla nas jest dziś łącze Harmony Link: łącze o mocy 700 MW, długości 330 km, z czego 290 km to część morska. Jego rola w synchronizacji systemów energetycznych w Europie, możliwościach wymiany energii elektrycznej, zwiększeniu bezpieczeństwa energetycznego jest nie do przecenienia. Plany PSE wskazują też na potencjalne łącze z Danią. Ostatnie wydarzenia na świecie – od pandemii po wojnę w Ukrainie – zmuszają nas do rewidowania polityki w zakresie połączeń transgranicznych, więc spodziewam się większej liczby tego typu inwestycji.
Czemu nie z Niemcami? Potężna gospodarka i wielki system energetyczny, wydawałoby się – idealne zaplecze.
Docelowo pewnie doczekamy się i łącza HVDC z Niemcami, ale dziś konwencjonalne połączenia transgraniczne na tym kierunku dobrze wypełniają swoje zadanie, więc nie ma pośpiechu. Zapewne w miarę rozwoju np. morskich farm wiatrowych siatka połączeń będzie szybko gęstnieć.
Czy w Polsce rozwój HVDC napotyka jakieś bariery?
Kluczową sferą jest pewnie ta formalnoprawna: rozmaite pozwolenia czy prawo służebności. Jak w przypadku każdej inwestycji – im łagodniejsze wymogi, tym szybszy rozwój. Wydaje mi się, że łącza HVDC powinno się dziś traktować jako inwestycje strategiczne i upraszczać im rozwój. Warto też starannie przygotowywać takie inwestycje pod względem finansowym, planując budżety, czy organizacyjnym – bo wykonawców takich rozwiązań jest na świecie niewielu, więc harmonogram powinien zostać opracowany skrupulatnie i z wyprzedzeniem.
Warto też konsultować się z wykonawcami na możliwie wczesnym etapie. Rosną potrzeby pod względem mocy i odległości, im więcej zatem wiadomo już we wczesnych fazach planowania, tym łatwiej później realizować procedury i realizować zamówienia. Mówimy przecież o procesie, który i tak jest dość długi.
Materiał powstał we współpracy z Hitachi Energy w Polsce
