W cieniu wielkich inwestycji w nowe moce koncerny energetyczne poprzez swoje spółki dystrybucyjne realizują setki mniejszych projektów – budowę i modernizację sieci. Niesłusznie niedocenianych
Gdy mowa o bezpieczeństwie energetycznym, dyskusja koncentruje się najczęściej wokół wielomiliardowych inwestycji w budowę nowych bloków, takich jak Opole czy Kozienice. Skądinąd niebezpodstawnie – zapewnienie mocy wytwórczych w ilości umożliwiającej rozwój gospodarczy jest sprawą kluczową. Najczęściej jednak w tych publicznych dyskusjach zapominamy o jednym: nie wystarczy energię wyprodukować, trzeba ją jeszcze przesłać do odbiorców. Nie zapominają o tym operatorzy systemów dystrybucyjnych.
Reklama
O tym, jak ważna jest kwestia sprawnej dystrybucji energii, przekonuje przypadek sprzed ośmiu lat. Tak jak wprowadzenie latem 2015 roku ograniczeń w dostawach energii uświadomiło naocznie konieczność inwestycji w nowe moce, tak szczeciński blekaut pokazał, jak kluczową rolę w systemie energetycznym odgrywają sieci przesyłowe i dystrybucyjne. Opady mokrego, marznącego śniegu zerwały wówczas linie energetyczne i powaliły słupy. Bez energii zostało 630 tys. odbiorców.

Reklama
To była najpoważniejsza awaria w ostatnich latach, ale nie jedyna. Co roku w wyniku różnego rodzaju awarii sieci – wywołanych czynnikami technicznymi czy też atmosferycznymi – dochodzi w całym kraju do setek zdarzeń, które skutkują wstrzymaniem dostaw energii do odbiorców. Według szacunków zawartych w ubiegłorocznym raporcie Fundacji im. Lesława Pagi te przerwy kosztują polską gospodarkę 1,3 mld zł rocznie. Zadaniem operatorów jest zminimalizować te straty i chociaż do ideału jeszcze daleko, trzeba powiedzieć, że wywiązują się z tego całkiem nieźle.
Z szacunków Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej wynika, że w latach 2015–2019 polscy operatorzy wydadzą na inwestycje 41 mld zł. Ten inwestycyjny wehikuł nabiera rozpędu od kliku lat – Urząd Regulacji Energetyki zauważa, że w latach 2010–2015 średnie roczne inwestycje sektora dystrybucji wzrosły z około 3,8 mld zł do blisko 5,9 mld zł. Dość wspomnieć, że tylko PGE Dystrybucja zainwestowała w 2015 roku ponad 1,8 mld zł. Dzięki temu powstały m.in. nowoczesne stacje transformatorowe i ponad 1,5 tys. km nowych linii energetycznych, a kolejnych 2,8 tys. km zostało zmodernizowanych. Plany na ten rok są na zbliżonym poziomie. W sumie plan inwestycyjny PGE Dystrybucja zakłada inwestycje w wysokości około 8 mld zł (ok. 1,5–1,7 mld zł rocznie) do 2020 r. w zwiększanie bezpieczeństwa i pewności dostaw prądu do odbiorców. 1,9 mld zł zainwestował Tauron Dystrybucja, a do końca 2019 ta kwota ma wzrosnąć do 10 mld zł. Enea Operator deklaruje, że w latach 2015–2019 będzie inwestowała w modernizację i budowę sieci 800–900 mln zł rocznie, co pozwoli spółce na wybudowanie i zmodernizowanie m.in. łącznie około 9800 km linii i wybudowanie około 2700 stacji elektroenergetycznych.
RWE Stoen Operator w ramach obecnego planu inwestycyjnego wartego około 1,6 mld zł zmodernizuje m.in. 1332 km linii niskiego napięcia, 512 km linii średniego napięcia i 165 km linii wysokiego napięcia. Dzieje się więc sporo.
Nie są to pieniądze wydane na marne. W latach 2011–2014 wskaźnik SAIDI (patrz ramka) dla całego rynku dystrybucji spadł o 28 proc., a SAIFI o 26 proc. Np. Energa Operator od 2010 roku zmniejszyła okres przerw w dostawach prądu o połowę – ze 130 min w 2010 roku do 58 min w roku 2014. To m.in. efekt ograniczania przerw planowych, a wynika to – jak tłumaczy spółka – z rozwoju technologii prac pod napięciem, dzięki czemu konserwacji sieci nie muszą towarzyszyć wyłączenia.
W tym roku sytuacja się jednak zmieniła – regulator uznał, że tempo poprawy jakości przesyłu energii jest zbyt wolne i od początku 2016 roku obowiązuje regulacja jakościowa, której celem jest skrócenie do 2020 roku przerw w dostawach energii o 50 proc. Prezes URE wskazał, że poziom wskaźników przerw w dostawach prądu w Polsce (SAIDI, SAIFI) nadal zbyt znacząco odbiega od średniej europejskiej, która dla przerw nieplanowanych wynosi średnio od 50 min (w takich krajach jak Dania i Niemcy) do 150 min. Według wyliczeń URE przyjmowanych za podstawę przy tworzeniu regulacji SAIDI w Polsce to obecnie 272 min. Celem regulacji jest skrócenie przerw w dostawach energii do 136 min w 2020 roku. Mowa oczywiście o wartościach średnich – wspomniane wskaźniki różnie wyglądają u różnych operatorów, co wynika ze specyfiki lokalizacji sieci. Np. w RWE Operator SAIDI jest poniżej 100 min, ale to dlatego, że ta obsługująca Warszawę firma ma swoją sieć skoncentrowaną na obszarze miejskim, stąd krótszy czas i niższe koszty usuwania awarii.
Wyznaczone przez regulatora cele są ambitne, chociaż trzeba podkreślić, że dla OSD rewolucji nie stanowią – wszak inwestycje w modernizację sieci od kilku lat utrzymują się na wysokim poziomie. Mogą jednak stanowić dla operatorów pewien kłopot. Po pierwsze w niektórych przypadkach możemy mieć do czynienia z koniecznością dokonania korekt w strategii inwestycyjnej – dotychczas bowiem każdy operator modernizował sieć we własnym tempie, teraz zostało ono narzucone przez prezesa URE. Po drugie realizacja regulacji jakościowej wiąże się z dodatkowymi obciążeniami finansowymi. Najkrócej rzecz ujmując – rynek energii jest bardzo mocno regulowany, m.in. to prezes URE wyznacza dystrybutorom stopę zwrotu z zainwestowanego kapitału. W związku z regulacją jakościową zaś nastąpił jej znaczący spadek. Prezes URE zdecydował, że stopa zwrotu z kapitału będzie w 2016 roku wynosiła około 5,7 proc. wobec ok. 7 proc. w roku 2015. To pierwszy kłopot – według szacunków analityków EBIT koncernów energetycznych spadnie o ok. 800 mln zł w tym roku, co może się przełożyć na zmniejszenie ich możliwości inwestycyjnych. Według wstępnych wyliczeń EBITDA segmentu dystrybucji w grupie Tauron i PGE spadnie o 200–250 mln zł, w grupie Energa o ok. 200 mln zł, a w grupie Enea o ponad 100 mln zł.
Za niezrealizowanie założeń regulacji jakościowej prezes URE przewiduje kary (maksymalnie to 2 proc. przychodu regulowanego OSD lub 15 proc. stopy zwrotu z kapitału zainwestowanego w działalność dystrybucyjną). Gdyby nie wykonywały wskaźników jakościowych, każda z największych grup energetycznych mogłaby stracić teoretycznie na poziomie zysku operacyjnego 150–300 mln zł. W przeciwieństwie do większości krajów europejskich polskie regulacje jakościowe nie przewidują nagród ze spełnienie celów regulacji jakościowej.
Tu dochodzimy do kolejnego problemu. Mamy do czynienia z paradoksem – modernizacja sieci często wiąże się z koniecznością wyłączeń, co z kolei pogarsza wskaźniki SAIDI i SAIFI. Wygląda jednak na to, że OSD nauczyły sobie radzić z tym wyzwaniem. PGE Dystrybucja podkreśla, że mimo tych inwestycji obniżyła średni czas trwania przerw w dostawach prądu o 7 proc.
Regulacja jakościowa może z pewnością cieszyć odbiorców energii. Dla OSD stanowi ona kłopot, a w najlepszym razie materiał do przemyślenia. Żaden z OSD nie zakwestionował jednak celów regulacji, żaden też nie uznał ich za nierealne. Uznano je za ambitne, ale w sumie potrzebne, bo chociaż OSD są lokalnymi monopolistami (sprzedawcę energii można wybrać, dystrybutora – nie), to zadowolenie klientów jest dla tych firm priorytetem. I na ten cel wykładają corocznie miliardy i z tego punktu widzenia regulacja URE niewiele zmienia. Może natomiast nieco inaczej ukierunkować strumień tych pieniędzy.
Krajowy System Elektroenergetyczny
Operatorzy, czyli przedsiębiorstwa zapewniające transport energii elektrycznej do 17 mln odbiorców w Polsce, dzielą się na dwie grupy. Podział ten zależy od rodzaju sieci elektroenergetycznej, którą obsługują. Są to operator systemu przesyłowego, czyli Polskie Sieci Elektroenergetyczne, i operatorzy systemów dystrybucyjnych, spośród których największe to: Enea Operator, Energa-Operator, PGE Dystrybucja, RWE Stoen Operator oraz Tauron Dystrybucja. Sieci najwyższych napięć, zwane przesyłowymi (750 kV, 400 kV i 220 kV), i dystrybucyjne (110 kV i niższych) wraz z infrastrukturą przeznaczoną do wytwarzania, rozdziału, magazynowania i użytkowania energii elektrycznej tworzą Krajowy System Elektroenergetyczny.
Wskaźniki niezawodności sieci dystrybucyjnej
● SAIDI (System Average Interruption Duration Index) – wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej, wyrażony w minutach na odbiorcę na rok, stanowiący sumę iloczynów czasu jej trwania i liczby odbiorców narażonych na skutki tej przerwy w ciągu roku, podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców.
● SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) – wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich, stanowiący liczbę odbiorców narażonych na skutki wszystkich tych przerw w ciągu roku, podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców.
● MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index) – wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich, stanowiący liczbę odbiorców narażonych na skutki wszystkich przerw krótkich w ciągu roku, podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców.