Subskrybuj nas na Youtube
Przekształcenia w energetyce będą wymagać wygospodarowania dziesiątek miliardów złotych na rozwój sieci.
Już w przyszłym roku pełną parą ma ruszyć proces rozwoju oraz modernizacji sieci energetycznych, którego założenia określiło podpisane w listopadzie porozumienie prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE) z szefami pięciu największych operatorów sieci dystrybucyjnych (OSD). Karta Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki przewiduje, że rozwój sieci ma umożliwić osiągnięcie ok. 50 proc. udziału energii z odnawialnych źródeł (OZE) w miksie energetycznym w perspektywie 2030 r. Wśród priorytetów znalazły się również cyfryzacja i automatyzacja sieci oraz instalacja do końca dekady liczników zdalnego odczytu u 18 mln odbiorców. Także w 2023 r. roku plany rozwojowe mają zostać uwzględnione w taryfach dystrybucyjnych, przekładając się na wysokość rachunków za prąd.
Z opublikowanych w zeszłym miesiącu ustaleń zespołu sektorowego ds. transformacji sieci dystrybucyjnych wynika, że w zachowawczym planie potrzeby inwestycyjne sięgną do końca dekady 130 mld zł. Oprócz tego ok. 30 mld zł wydatków planują w swoim planie rozwoju Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE), operator systemu przesyłowego, na który składają się m.in. linie wysokiego napięcia. Rocznie w różne typy sieci powinno więc być inwestowanych do końca dekady ok. 20 mld zł rocznie; dla porównania w latach 2016–2020 na te cele przeznaczano średnio ok. 7,5 mld zł rocznie. Nowe prognozy są wyższe niż te, które niedawno przedstawiał rząd. Zgodnie z Polityką energetyczną Polski do 2040 r. na inwestycje w przesył i dystrybucję energii planowano przeznaczyć w latach 2021–2030 ok. 93 mld zł (9,3 mld zł rocznie), czyniąc z tego kierunku trzeci co do wielkości w całym sektorze – po wytwarzaniu energii i paliwach ciekłych. A z czerwcowych szacunków zespołu ds. sieci dystrybucyjnych wynikało, że potrzeby inwestycyjne winny zamknąć się w 105 mld zł do 2030 r.
Największym wyzwaniem stojącym przed OSD ma być adaptacja do modelu opartego na mniejszych i bardziej rozproszonych źródłach wytwórczych, przede wszystkim OZE. Dzięki zaproponowanym inwestycjom możliwe ma być zwiększenie ich mocy do niemal 52 GW do 2030 r. – nie licząc instalacji przyłączanych bezpośrednio do sieci przesyłowej. Z kolei dla PSE kluczową kwestią będą zmiany w rozkładzie największych źródeł na mapie kraju, w tym w szczególności przygotowanie systemu do obsługi wielkich transferów energii z północy – gdzie będzie zlokalizowane gros mocy wiatrowych oraz elektrownia jądrowa – na południe kraju, gdzie są zlokalizowane duże ośrodki przemysłowe.
Więcej przyłączeń
Karta Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki wypełnia rekomendacje Międzynarodowej Agencji Energii (MAE). Przyspieszenie rozwoju infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej znalazło się wśród głównych zaleceń organizacji przekazanych rządowi w maju. Działania te, jak podkreślano w raporcie MAE, są konieczne, by umożliwić adaptację systemu do elektryfikacji kolejnych sektorów, a także do wchłonięcia energii z OZE i atomu. „Rząd, wspólnie z operatorem sieci przesyłowej (PSE – red.), OSD i URE, powinien zadbać o to, by rozwój sieci i rynku energii zmierzał w kierunku elastycznego systemu, zdolnego do integracji rosnącego wytwarzania ze źródeł OZE” – podkreślała w swojej analizie agencja.
Z planów rozwoju i modernizacji sieci w przemianach energetycznych cieszy się Aleksandra Gawlikowska-Fyk, szefowa programu elektroenergetyki w think tanku Forum Energii. – Te inwestycje są warunkiem powodzenia transformacji – podkreśla. Ekspertka za krok w dobrym kierunku uznaje głównie inicjatywę URE dotyczącą infrastruktury dystrybucyjnej i oszacowania potrzeb inwestycyjnych. – To przede wszystkim na tych sieciach opiera się rozwój OZE. I to tam jest największy zastój, który doprowadził do zablokowania tysięcy przyłączeń: o łącznej mocy 30 GW, z czego połowa w samym 2021 r., jak mogliśmy przeczytać w niedawnym raporcie międzynarodowej organizacji Client Earth – mówi ekspertka. Jak ocenia, pilnych inwestycji wymagają z jednej strony rozbudowa i utrzymanie starego majątku, a z drugiej – cyfryzacja oraz automatyzacja sieci i usług czy kable podziemne.
– O ile podlegające PSE linie wysokiego napięcia były stopniowo modernizowane, a potrzeby na bieżąco aktualizowane – co wynika m.in. ze zobowiązań, jakie nakłada na operatora prawo energetyczne, ale także ze strategicznego podejścia spółki i z doświadczeń nabytych poprzez lata funkcjonowania w ramach szerszych struktur europejskich – o tyle lokalne sieci dystrybucyjne leżały odłogiem. Operatorzy sieci dystrybucyjnych uznawali za swoją rolę zarządzanie majątkiem, a nie przygotowywanie go na transformację – wskazuje Gawlikowska-Fyk. Zastrzega jednocześnie, że z sieciami dystrybucyjnymi problemy ma wiele krajów Europy, a w naturze systemów energetycznych leży to, że nigdy nie będą w stanie w pełni nadążyć za potrzebami.
Za mankament nowych planów uznaje to, że czerpią one z Polityki energetycznej Polski do 2040 r. – rządowej strategii, która w dużej mierze, w tym jeśli chodzi o rozwój mocy OZE, już się zdezaktualizowała. – To w dalszym ciągu konserwatywny program. I może się okazać, że nie oszacuje poprawnie potrzeb transformacyjnych, związanych np. z szybszą i dalej idącą, niż dziś to zakładamy, elektryfikacją. Jeśli np. będziemy potrzebowali więcej OZE, żeby produkować zielony wodór, jest prawdopodobne, że potrzeby będą większe niż 130 mld zł – uważa. Natomiast sam proces wypracowywania założeń rozwoju sieci, choć wart pochwały, nie był – według niej – transparentny.
Oprócz gospodarczych trendów czy ambitnych celów klimatycznych rachunek za sieciowy komponent transformacji może dodatkowo podnieść sytuacja na rynku surowców. Dotyczy to zwłaszcza cen miedzi i aluminium, które odpowiadają za ok. 30 proc. kosztów inwestycji.
Według MAE tylko w tym roku na rozwój sieci energetycznych zostanie przeznaczone na świecie 318 mld dol. Dla porównania, spodziewane nakłady związane z atomem nie przekroczą 50 mld dol. Z kolei Międzynarodowa Agencja Energii Odnawialnej (IRENA) szacuje, że uzgodnienie obecnych polityk z polityką klimatyczną będzie wymagać zwiększenia wydatków na sieci w najbliższej dekadzie do poziomu 562 mld dol. rocznie, a na magazynowanie energii – do 86 mld. Nakłady na zwiększenie przepustowości i elastyczności sieci mają tym samym stanowić w scenariuszu IRENA lwią część szacowanych na 1,7 bln dol. rocznie koniecznych inwestycji energetycznych. MAE odnotowuje, że większość z nakładów na rozwój sieci jest skoncentrowana w wysoko rozwiniętych gospodarkach, gdzie najbardziej zaawansowany jest proces elektryfikacji – tam ma być wydane 55 proc. tych nakładów (jeszcze w 2015 r. to samo grono państw odpowiadało za ok. 43 proc. inwestycji sieciowych).
Zgodnie z szacunkami Komisji Europejskiej cele z pakietu Fit for 55 uzupełnione o te związane z zastąpieniem rosyjskiego gazu będą wymagać przeznaczenia w tej dekadzie 584 mld euro na sieci energetyczne (średnio ponad 270 mld zł rocznie), w tym 400 mld na infrastrukturę dystrybucyjną. Jeszcze większe koszty inwestycji w sieci prognozują unijni inwestorzy instytucjonalni skupieni w stowarzyszeniu IIGCC: według nich uzgodnienie rozwoju sieci z europejskimi celami klimatycznymi będzie wymagać zmobilizowania dodatkowych ponad 800 mld dol.
Lokalnie i taniej
– Jakość sieci, ich przepustowość to fundamentalne elementy wyzwania, przed jakim stoimy – przyznaje były minister klimatu i środowiska Michał Kurtyka. – Nasza debata o energetyce przypomina dyskusję, jaki samochód jest lepszy: mercedes czy fiat, a pomija się jakość dróg, którymi auto ma się poruszać. A sieci przesyłowe to w systemie energetycznym ekwiwalent autostrad, sieci dystrybucyjne zaś – szos lokalnych. I właśnie stan tych dróg ma dziś kluczowe znaczenie, a nie tylko to, w jaki sposób produkujemy energię – dodaje.
Były minister rozwiewa obawy przed dalszym znaczącym zwiększeniem kosztów sieciowych inwestycji. – PSE i URE to instytucje, które charakteryzuje duży stopień dobrze pojętego konserwatyzmu; zdają sobie sprawę z tego, że muszą zagwarantować bezpieczeństwo energetyczne kraju, dopilnować, żeby bilans się spinał. Dlatego jeżeli prezes PSE Tomasz Sikorski mówi, że potrzebuje 30 mld, to ja mu wierzę. Tym bardziej że strategia spółki zakłada możliwość przyłączenia do sieci dodatkowych 31 GW mocy odnawialnych – mówi. Według Kurtyki w grę wchodzi nawet optymalizacja prognozowanych kosztów. – W tym też kierunku zmierza inicjatywa szefa URE, żeby premiować operatorów sieci dystrybucyjnych za pewnego typu inwestycje, np. w automatyzację czy systemy informatyczne – dodaje Kurtyka.
Za szczególnie istotne były minister uznaje projekty zmierzające do lepszego wykorzystywania istniejących sieci. – Mam na myśli np. narzędzia, które pozwalają wykorzystywać jedno łącze na potrzeby kilku źródeł. Dziś brakuje możliwości, także prawnych, by łączyć ze sobą np. źródła fotowoltaiczne i wiatrowe, a przecież one w znakomitej większości przypadków pracują naprzemiennie. Niezbędne są też inwestycje w magazyny energii. Dla jednej firmy to duże koszty, ale np. widzę zadania dla specjalnych stref ekonomicznych we wprowadzaniu takich rozwiązań i tym samym konkretnego wsparcia dla firm w legitymowaniu się komponentem zielonej energii w ich produktach. Innym perspektywicznym obszarem są inteligentne systemy zarządzania siecią – wylicza. Kurtyka akcentuje też potrzebę maksymalizowania lokalnego zużycia energii. – Wychodzimy z systemu centralnego, w którym mamy kilkadziesiąt dużych jednostek wytwórczych, na rzecz rozproszonego, w którym są miliony źródeł energii. Im mniej prąd będzie krążył po sieci, w im większym stopniu będzie konsumowany lokalnie, tym lepiej z punktu widzenia kosztowego – tłumaczy.
W jego ocenie znaczna część inwestycji w sieci jest przy tym niezależna od przyjętego tempa transformacji. – To, że w danym momencie mamy więcej konwencjonalnych czy odnawialnych źródeł energii, nie oznacza, że nie powinniśmy inwestować w efektywność infrastruktury dystrybucyjnej. Tym bardziej że obecnie nasza sieć charakteryzuje się jednymi z najwyższych wskaźników niedyspozycyjności w Europie. Transformacja jest w tym przypadku wygodnym pretekstem, także dlatego, że powoduje, iż na inwestycje sieciowe pojawiają się dodatkowe środki – mówi Kurtyka.
Zauważa jednak, że za decentralizacją systemu energetycznego przemawia choćby doświadczenie z wojny w Ukrainie. – Tamtejsza, odziedziczona po ZSRR energetyka okazała się bardzo wrażliwa na zagrożenia bezpieczeństwa. System rozproszony może być zdecydowanie bardziej odporny – nie tylko z punktu widzenia militarnego, lecz także innych czynników, takich jak dostępność paliw – ocenia.
Jego zdaniem polska sieć przesyłowa jest nieźle przygotowana na transformację – także na tle naszych sąsiadów. – PSE ma ambitne plany inwestycyjne, które są wykonalne w perspektywie 10 lat. Dużo trudniejsza jest sytuacja, jeśli chodzi o sieci dystrybucyjne: tu mamy do czynienia z setkami tysięcy kilometrów linii średniego i niskiego napięcia i dekadami zaniedbań. Konieczne jest wygospodarowanie dużych środków na inwestycje – przekonuje Kurtyka. Jak zaznacza, jest to wyzwaniem m.in. ze względu na kształt polskiego rynku, gdzie kluczową rolę odgrywają podmioty zintegrowane, grupy, którym podlegają aktywa produkcyjne i dystrybucyjne. – Musimy sprawić, aby inwestycje w nowe źródła wytwórcze nie odbywały się kosztem tej drugiej sfery. Chodzi o stworzenie dodatkowych zachęt dla operatorów do inwestowania w efektywność infrastruktury – podkreśla były szef resortu klimatu. Tym, co niezbędne – jego zdaniem – jest natomiast zmiana podejścia spółek. – Musi się pojawić świadomość, że to jest nie tylko maszynka do zarabiania pieniędzy, ale także infrastruktura krytyczna, która musi być pielęgnowana i rozwijana – podkreśla.
Według Aleksandry Gawlikowskiej-Fyk część odpowiedzialności za zaniechania spółek ponoszą też politycy. – Kiedy nie ma strategii transformacji przyjętej na poziomie krajowym, nie ma jednoznacznych celów – jeszcze do niedawna nikt nie mówił choćby o tym, że w 2030 r. z OZE możemy pozyskiwać połowę energii – to spółkom brakuje drogowskazu i argumentów, żeby uzasadnić wielkie inwestycje – mówi.
Więcej konkurencji
Jak mówił „Parkietowi” w zeszłym miesiącu szef URE Rafał Gawin, głównym źródłem finansowania inwestycji sieciowych ma być taryfa dystrybucyjna, która wchodzi w skład rachunków za prąd. Środki zewnętrzne, w tym fundusze UE, mają być jedynie uzupełnieniem. Tymczasem jeszcze w kwietniu Gawin deklarował, że realizowanie tak wielkich inwestycji na podstawie taryfy może sprawić, że rachunki wzrosną w stopniu, dla jakiego nie będzie przyzwolenia społecznego.
Zdaniem Gawlikowskiej-Fyk dobrze byłoby, żeby do rozwoju sieci w możliwie dużym stopniu dołożyły się budżet państwa i fundusze UE. – Sieci winny być priorytetowym kierunkiem inwestycji publicznych. W sytuacji, w której w nowe źródła wytwórcze ogromne pieniądze inwestuje sektor prywatny, powinniśmy wspierać infrastrukturę niezbędną do integracji OZE – uważa ekspertka.
Ze zrozumieniem do najnowszej propozycji prezesa URE odnosi się Kurtyka. – Jeżeli docelowo inwestycja przyczynia się do tego, że możemy mieć tańszą energię, uzasadnia to jej finansowanie z taryfy. Tam, gdzie można, oczywiście trzeba korzystać z zewnętrznych środków. A wiemy, że w kolejnej perspektywie unijnej przewidziano znaczące kwoty na sieci dystrybucyjne. Ale jednocześnie przy tak drogiej energii, jaką mamy obecnie, wszystkie sposoby, żeby te koszty obniżyć, mogą okazać się opłacalne – przekonuje.
Liberalizacja rynku, w tym stopniowe odchodzenie od regulowanych opłat za energię dla gospodarstw domowych, jest jednym z zaleceń, które skierowała do Warszawy MAE. Według agencji taryfa w obecnym kształcie zniechęca odbiorców do świadomego wyboru dostawców, stanowiąc tym samym barierę dla rozwoju rynku. „Polska powinna odejść od cen regulowanych, postawić na zwiększenie świadomości konsumenckiej i wprowadzić narzędzia ułatwiające porównywanie cen, zachęcając do konkurencji i obniżając poziom koncentracji na rynku” – postuluje organizacja. ©℗
