Jak wynika z raportu „Zielone horyzonty: Polska na drodze do zrównoważonej przyszłości” przygotowanego przez międzynarodową firmę doradztwa strategicznego Kearney, w Polsce, podobnie jak na wielu światowych rynkach, problem systemu elektroenergetycznego dotyczy zarówno sieci dystrybucyjnych, jak i przesyłowych, i wynika z potrzeby dostosowania centralnie zarządzanego systemu produkcji energii do nowego paradygmatu rozproszonej i niestabilnej produkcji prądu z odnawialnych źródeł energii (OZE).
Jak twierdzą autorzy raportu, niezbędne nakłady na inwestycje na rozwój infrastruktury sieciowej w Polsce w najbliższych latach wahają się w przedziale od 200 do 500 mld zł, w zależności od autora oraz przyjętego horyzontu czasowego.

- Realnie oznaczałoby to wzrost rocznych inwestycji w dystrybucję i przesył z obecnego poziomu 7-8 mld zł do 19-29 mld zł. Z najbardziej ambitnych szacunków, w tym aktualizacji Polityki Energetycznej Polski 2040 wynika, że roczne nakłady inwestycyjne musiałyby wzrosnąć czterokrotnie, żeby osiągnąć poziom wymagany do udźwignięcia transformacji energetycznej – wylicza Marcin Okoński, Partner w Kearney.

Obecny system do poprawki. Nie wytrzyma zmian, jakie czekają energetykę

Z czego wynikają i na czym opierają się powyższe prognozy? Aby to zrozumieć, trzeba przyjrzeć się specyfice i uwarunkowaniom Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.
KSE pełni w Polsce rolę łącznika między źródłami energii a jej odbiorcami końcowymi, obejmując sieć przesyłową o napięciu 400 i 220 kV, sieć dystrybucyjną na poziomie 110 kV oraz sieci dystrybucyjne na napięciach średnich (6, 10, 15, 20 i 30 kV) oraz niskich (0,4 kV). Co ważne, w skład KSE wchodzą stacje i linie energetyczne wraz ze infrastruktura wspierającą. Wszystkie te elementy współpracują ze sobą w jednym ekosystemie – po to, by przesyłać i dystrybuować energię elektryczną.
Jeszcze w 2021 roku na terenie całego kraju w eksploatacji znajdowało się łącznie 875,9 tys. km linii, w skład których wchodziło 15,9 tys. km o najwyższym napięciu, 34,4 tys. km linii wysokiego napięcia, ponad 321 tys. km linii średniego napięcia oraz prawie 505 tys. km linii niskiego napięcia. Pracę linii uzupełniają stacje elektroenergetyczne. Mieliśmy ich łącznie 273,3 tys., z czego aż 271,5 tys. stanowiły jednostki średniego napięcia, prawie 1,6 tys. to stacje 110 kV, a jedynie 110 – 400 i 220 kV. Co istotne, zakładany okres eksploatacji infrastruktury sieciowej obejmuje max. 30 lat – i tu zaczynają się schody, ponieważ zdecydowana większość polskich sieci pamięta jeszcze lata 80. i 70. XX wieku, wymagając modernizacji czy postawienia zupełnie nowej infrastruktury.
Według wyliczeń Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) oraz Forum Energii, między 30 a ponad 40% poszczególnych elementów KSE, a więc linii i stacji powstawała ponad 40 lat temu.

- Tak długi okres eksploatacji nie sprzyja realizacji inwestycji w nowe jednostki wytwórcze w postaci elektrowni wiatrowych, jądrowych i instalacji solarnych. A według prognoz ujętych w PEP 2040 już za 16 lat produkcja energii w krajowym mixie ma być oparta w 42 proc. na atomie, wietrze i słońcu. Czy przestarzała, licząca w tym horyzoncie czasowym ponad pół wieku sieć poradzi sobie z przyjęciem nowych źródeł? Jest to niemożliwe – twierdzi Marcin Okoński, Partner w Kearney.

O tym, czym może skutkować niedostosowanie infrastruktury sieciowej do zmieniającej się rzeczywistości, przekonali się mieszkańcy Bałkanów w czerwcu tego roku. Wtedy doszło do potężnego blackoutu, który dotknął Bośnię, Czarnogórę i większość chorwackiego wybrzeża. Prawdopodobną przyczyną był pożar linii 400 kV w Czarnogórze, niedaleko granicy z Bośnią. W połączeniu z rekordowym zapotrzebowaniem na energię elektryczną, podczas fali 40-stopniowych upałów spowodowało to przeciążenie głównych interkonektorów, a w konsekwencji przerwę w dostawach energii elektrycznej. Miliony ludzi zostało pozbawionych prądu, co skutkowało przerwami w dostawach wody do Podgoricy oraz zatrzymaniem ruchu w głównych miastach Bośni z powodu awarii sygnalizacji świetlnej.
Wyobraźmy sobie teraz analogiczną sytuację w Polsce, w godzinach zimowego lub letniego szczytu, a więc największego zapotrzebowania na energię. Wnioski o skali strat, jakie spowodowałaby taka sytuacja, nasuwają się same. Potrzeby modernizacyjne są ogromne i musimy im wreszcie sprostać. Mamy na to coraz mniej czasu, a z każdym dniem prawdopodobieństwo podobnej awarii rośnie.

OSD, OSP i Unia dają impuls do działania

Obecnie istnieją różne ścieżki i możliwości do realizacji ambitnego planu rozwoju sieci energetycznej w Polsce. W najbliższych latach firmy energetyczne zamierzają zainwestować prawie 140 mld złotych w infrastrukturę sieciową. Pięciu głównych operatorów sieci dystrybucyjnych (OSD) – PGE Dystrybucja, Tauron Dystrybucja, Stoen Operator, Enea Operator i Energa Operator – planuje przeznaczyć ponad 72,6 mld zł na inwestycje w latach 2023-2028. Dodatkowo, Polskie Sieci Elektroenergetyczne mają 10-letni plan rozwoju na lata 2025-2034, w którym przewidują wydatki na infrastrukturę sieciową na poziomie 64,3 mld złotych.
Środki na budowę, rozbudowę i modernizację sieci udostępnia także Unia Europejska m.in. w ramach KPO i Funduszu Modernizacyjnego.

- W ramach trzech funduszy na poziomie UE, Polska miałaby otrzymać w latach 2021-2027 w sumie aż 115 mld PLN na transformację energetyczną, z czego z pewnością część zostałaby przeznaczona na rozbudowę sieci. Reszta środków będzie musiała zostać zgromadzona z innych źródeł, a rozwiązań jest tutaj wiele. Mogą one płynąć z budżetu państwa w postaci pożyczek i dodatkowych dofinansowań. Alternatywnie, jedną z opcji jest sięgnięcie po kapitał prywatny, którego chęć do inwestowania w infrastrukturę i zieloną transformację jest duża, a możliwość udzielenia niezbędnego wsparcia daje inwestorom prawo energetyczne. Z perspektywy wykonalności inwestycji warto z kolei sprawdzić, czy potencjalni wykonawcy mają wystarczające możliwości, by przeprowadzić ogrom potrzebnych prac. Nagłe, czterokrotne zwiększenie nakładów na inwestycje w sieci może mierzyć się z problemem braku rąk do pracy, zwłaszcza patrząc na dotychczasowy brak zaangażowania dużych podmiotów na lokalnym rynku w inwestycje sieciowe, które oceniały ryzyko kontraktowe jako zbyt wysokie – przekonuje Marcin Okoński, Partner w Kearney.

Konsekwencje braku rozwoju sieci odczuje „Kowalski” i biznes

Czy Polska udźwignie konieczną transformację sieci energetycznych od strony finansowej oraz operacyjnej? Nie mamy innego wyjścia.
Niesprostanie konieczności dostosowania sieci do nowych wymagań skutkowałoby nieosiągnięciem zakładanych celów i ograniczeniem możliwości produkcyjnych wybudowanych już OZE. To przełożyłoby się w dłuższej perspektywie na wzrost cen energii elektrycznej, który wpłynąłby negatywnie na wiele sektorów gospodarki. Przykładowo, jak podaje Kearney, w lipcu 2023 r. różnice w cenie energii elektrycznej na rynku SPOT (z dostawą następnego dnia) między Polską a Niemcami osiągnęły historycznie wysoki poziom 200 zł / MWh i wynikały głównie z braku konkurencyjności cenowej polskiego węgla oraz wzrastających cen za uprawnienia do emisji CO2.
Rozwój sieci przesyłowych i dystrybucyjnych jest więc kluczowy do obniżenia cen energii, jako że, bez niego niemożliwe będzie uwolnienie pełni potencjału płynącego z tańszej energii z OZE.