Wywiad z dr. hab. inż. Waldemarem Skomudkiem, wiceprezesem TAURON Dystrybucja.
Przyjęty w lutym dokument PEP 2040 zakłada, że w 2030 roku udział energii z OZE w elektroenergetyce wyniesie co najmniej 32 proc. netto, głównie za sprawą morskich farm wiatrowych i fotowoltaiki. Wskazano w nim również istotną rolę rozwoju infrastruktury sieciowej i technologii magazynowania energii dla osiągnięcia takiego poziomu OZE w bilansie. Czy stan i możliwości sieci są wystarczające, aby dostosować system elektroenergetyczny do celów wyznaczonych w PEP 2040?
Istotnie, założenia ,,Polityki energetycznej Polski do 2040 roku’’ przesądzają o uznaniu transformacji krajowego sektora energetycznego jako koniecznej i całkowitej przemiany tradycyjnej energetyki wielkoskalowej na energetykę rozproszoną, opartą w szczególności na wytwarzaniu energii elektrycznej w obiektach małej skali – wymiar prosumencki, jak i w formie farm wiatrowych lądowych czy morskich oraz fotowoltaicznych, z wykorzystaniem źródeł odnawialnych – nierzadko charakteryzujących się dużą zmiennością produkcji energii. Tak określona perspektywa energetyczna wymagać będzie od operatorów przesyłowego i dystrybucyjnych co najmniej udoskonalenia metodyki odwzorowania systemu elektroenergetycznego i procesów w nim zachodzących, tworząc tym samym płaszczyznę do jego efektywnego bilansowania, czyli do bieżącego równoważenia popytu i podaży w zakresie konsumpcji energii elektrycznej.
Osiągnięcie celów sieciowych wskazanych w PEP 2040 będzie wymagało znaczącego zaangażowania w realizację zadań inwestycyjnych, zarówno w zakresie budowy nowej, jak i modernizacji (odtworzenia) istniejącej infrastruktury. O poziomie koniecznego zaangażowania inwestycyjnego przesądza kilka faktów:
- stale rosnący w bilansie energetycznym kraju udział odnawialnych źródeł energii,
- zwiększająca się liczba prosumentów,
- popularyzacja lokalnej autonomii energetycznej w formie klastrów energii, spółdzielni energetycznych czy obywatelskich wspólnot energetycznych (szczególne zainteresowanie w tym obszarze wykazują jednostki samorządu terytorialnego),
- gwałtownie narastający trend tworzenia aktywnych sieci energetycznych (generacja rozproszona oparta na różnych technologiach wytwarzania energii elektrycznej, zintegrowana z magazynami energii, tworzenie energetyki hybrydowej),
- rozwój inteligentnej sieci elektroenergetycznej,
- potrzeba dokapitalizowania istniejącej infrastruktury sieciowej (ponad 30 proc. dystrybucyjnego majątku sieciowego ma przekroczony wiek 40 lat eksploatacji).
Zatem, zderzając rzeczywistość przywołanych faktów z obecnym stanem dystrybucyjnych sieci elektroenergetycznych, można jedynie potwierdzić pilną potrzebę rozwoju tej infrastruktury w sposób gwarantujący stabilność dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, dostosowanie infrastruktury dystrybucyjnej do trendu decentralizacji wytwarzania i wzrostu roli lokalnej autonomii elektroenergetycznej oraz osiągnięcie odtworzenia majątku sieciowego w stopniu ujętym w PEP 2040, tj. na poziomie co najmniej 1,5 proc. rocznie do czasu osiągnięcia średniego wieku infrastruktury poniżej 25 lat.
Energetyka sieciowa wdraża wiele innowacyjnych rozwiązań, które w rezultacie służą odbiorcom energii elektrycznej, jak też innym użytkownikom systemu, poprzez podniesienie jakości świadczonych usług. Odpowiednie regulacje powinny zachęcać przedsiębiorstwa do wdrażania takich rozwiązań. Czy mechanizm premiowania innowacyjności mógłby znaleźć się w sposobie ustalania taryf?
Energetyka, która obecnie podlega zasadniczej przemianie w całym łańcuchu wartości – począwszy od produkcji energii elektrycznej, poprzez jej przesył i dystrybucję, po sprzedaż – wymaga, dla zachowania atrakcyjności i aktywności rynkowej, szczególnego zaangażowania inwestycyjnego w nowe technologie i usługi dla odbiorców końcowych. Efektywność tego procesu, choć motywowana budową przewagi konkurencyjnej na rynku energii elektrycznej, jest także pozytywnie wrażliwa na różnego rodzaju mechanizmy premiowania. Bez cienia wątpliwości można stwierdzić, że innowacyjne cele rozwojowe, których realizacji podejmują się operatorzy, powinny podlegać dodatkowemu wynagrodzeniu – premiowaniu. Wspieranie działań innowacyjnych poprzez systemem premiowania powinien jednak odbywać się według jednoznacznie określonych zasad, np. w ramach procesu taryfowania. Obecnie w sposobie ustalania taryf mechanizmem, który można uznać za formę premiowania innowacyjności jest zwiększanie zwrotu z kapitału przez zastosowanie wskaźnika regulacyjnego. Wskaźnik ten, ustalany indywidualnie dla każdego operatora, ocenia także innowacyjność podejmowanych działań. Jednak stosowana dotychczas metodyka nie definiuje działań uznawanych za innowacyjne, jak również nie określa ich parametrycznego wpływu na wartość wskaźnika regulacyjnego. Zatem uważam, że obecna, tak głęboka transformacja energetyki dostarcza wystarczająco dużo argumentów na doprecyzowanie mechanizmu premiowania innowacyjności.
Pozytywne przeprowadzenie procesu inwestycyjnego powinno być oparte na dobrej współpracy między wszystkimi zaangażowanymi stronami. W ramach powołanego niedawno Komitetu Energii przy Polskim Związku Pracodawców Budownictwa trwają prace nad Kodeksem Dobrych Praktyk, ustalającym zasady współpracy stron przy realizacji zadań inwestycyjnych. Uczestniczy w nich również sektor elektroenergetyczny. Czy mógłby Pan przybliżyć pracę nad tym dokumentem?
Myślę, że na wstępie warto nieco rozwinąć zwrot ,,dobre praktyki’’, który w rozwiązaniach systemowych jakości jest ujmowany na równi z postępem naukowo-technicznym i organizacyjnym. Otóż zasadniczą rolą dobrych praktyk w procesie twórczego myślenia, rozstrzygania problemów, także
inżynierskich, jest koncentracja na gromadzeniu przykładów działań przynoszących konkretne i pozytywne rezultaty, ich opisie i udostępnianiu otoczeniu, np. gospodarczemu, społecznemu lub politycznemu. Zebranie dobrych praktyk tematycznie jednorodnych tworzy zbiór, który w uporządkowanej edycji stanowić może Kodeks Dobrych Praktyk. Popularność takich opracowań obecnie wzrasta głównie za sprawą możliwości podnoszenia jakości kapitału ludzkiego, stanowiącego wartość najwyższą, i jest przedmiotem zainteresowania przede wszystkim jednostek gospodarczych o strukturze korporacyjnej.
Trwające prace nad Kodeksem Dobrych Praktyk dla sektora energetycznego zmierzają do opracowania dokumentu, który ma stanowić zbiór spójnych i przejrzystych zasad i regulacji koniecznych dla prawidłowej współpracy stron zaangażowanych w procesie przygotowania i realizacji zadań inwestycyjnych (inwestor, wykonawca, zespół projektowy, producent, dostawca i inni). Kodeks będzie zawierał m.in. wytyczne i rekomendacje dla etapu planowania modelu inwestycji, przygotowania przetargu, modelu współpracy inwestor- ykonawca, a także procesu budowy. W istotnym – jak sądzę – ujęciu autorzy tego dokumentu zamierzają przedstawić m.in. identyfikację i opis ryzyka legislacyjnego, finansowego, technicznego, kadrowego i innych.
Ponieważ intensywne prace nad tym dokumentem jeszcze trwają, myślę, że czas na otwartą dyskusję nad merytoryczną jego zawartością niebawem nadejdzie.
W lutym Prezes UKE wydał decyzje określające warunki dostępu firm telekomunikacyjnych do słupów linii elektroenergetycznych największych
polskich OSD. Jaki wpływ na sieć elektroenergetyczną będzie miała realizacja podwieszania przewodów telekomunikacyjnych? Jakie są uwarunkowania dla udostępnienia do celów telekomunikacyjnych słupów linii SN?
Przede wszystkim podwieszanie przewodów telekomunikacyjnych na podbudowie elektroenergetycznych linii napowietrznych będzie oddziaływać na proces wykonywania zabiegów eksploatacyjnych oraz prac odtworzeniowych i modernizacyjnych. Na liniach napowietrznych średniego napięcia podwieszona infrastruktura telekomunikacyjna może doprowadzić do ograniczenia lub całkowitego wyeliminowania stosowania technologii prac pod napięciem na rzecz ich wykonawstwa w stanie beznapięciowym linii, co nie pozostanie bez wpływu na wartość wskaźników jakościowych dostawy energii elektrycznej do odbiorców. W szczególności problematyczne staną się przypadki koniecznego skablowania fragmentów linii napowietrznych średniego lub niskiego napięcia z wcześniej podwieszonym przewodem telekomunikacyjnym. Znaczących komplikacji dostarczą także sytuacje, w których nie będzie możliwości uzyskania wymaganej prawem normalizacyjnym koordynacji zwisów infrastruktury elektroenergetycznej i telekomunikacyjnej.
Traktując jednak czynność umieszczania nieelektroenergetycznej infrastruktury na obiektach operatorów sieciowych w kategorii wyzwania, uważam, że eliminacja wielu zdarzeń kolizyjnych będzie możliwa wówczas, gdy każdorazowy zamiar dokonania czynności podwieszenia przewodów telekomunikacyjnych będzie poddany analizie projektowej (co najmniej opracowanie modeli konstrukcyjnych i obciążeniowych dla istotnych stanów granicznych nośności i użytkowalności poszczególnych elementów danej linii z uwzględnieniem infrastruktury telekomunikacyjnej planowanej do podwieszenia) i merytorycznemu uzgodnieniu z właściwym operatorem sieciowym.
Był Pan jednym z prekursorów wprowadzania w Polsce linii z przewodami izolowanymi. Czy Pana zdaniem obrany przez OSD kierunek kablowania linii SN oznacza koniec stosowania tego typu rozwiązań?
W elektroenergetycznych liniach napowietrznych średniego napięcia przewody w osłonie izolacyjnej z powodzeniem rozpoczęto stosować w połowie lat 90. Zaproponowana wówczas modyfikacja konstrukcyjna linii tradycyjnych wykonanych przewodami gołymi doprowadziła do uzyskania zasadniczych zmian w ich budowie oraz nowych cech użytkowych, montażowych i eksploatacyjnych. Jedną z głównych przyczyn zastosowania przewodów w osłonie izolacyjnej w budownictwie sieciowym średniego napięcia była możliwość wydatnego zmniejszenia awaryjności tych linii wskutek zwarć międzyfazowych i doziemnych, powodowanych głównie przez gałęzie drzew i krzewów oraz drzewa rosnące w pobliżu tych linii, a także przez ptaki. Zaproponowana wówczas technologia budowy linii napowietrznych stanowiła również bardzo korzystną ekonomicznie alternatywę wobec linii kablowych. Te i inne zalety tej technologii budowy linii napowietrznych średniego napięcia doprowadziły w bardzo krótkim czasie do popularyzacji tego rozwiązania w kraju.
Współczesna elektroenergetyka dystrybucyjna w uznanym priorytecie, jakim jest sprawna, bezpieczna i niezawodna dostawa energii elektrycznej do odbiorców końcowych, nie podległa w zasadzie istotowej zmianie, ale poprzez jej wartościową parametryzację nabrała innego niż dotychczas wymiaru – stała się działalnością zdecydowanie skoncentrowaną na realizacji celów i zadań wynikających z regulacji jakościowej, której narzędziem ocennym są przede wszystkim wskaźniki jakości dostaw energii elektrycznej. Skutkiem tego są m.in. podejmowane na szerszą skalę działania kablowania linii napowietrznych średniego napięcia przebiegających przez tereny leśne i zadrzewione; oszacowano, że w skali kraju łączna długość takich linii przekracza 41 tys. km. Z pewnością skablowanie choć ich części przyczyni się do obniżenia wskaźników częstości i czasu trwania przerw w dostawach energii elektrycznej odbiorcom końcowym. I choć proces ten, jak sądzę, nie zakończy się w ciągu najbliższych kilkunastu lat, to jednak będzie miał znaczący wpływ na stopniową redukcję wykorzystania przewodów w osłonie izolacyjnej w budowie nowych i modernizacji istniejących linii napowietrznych średniego napięcia.
Operatorzy systemów elektroenergetycznych od wielu lat w ramach PTPiREE tworzą platformę współpracy, która wspiera działania indywidualne spółek sektora. Jak Pan Prezes ocenia działanie Towarzystwa? Jakie nowe obszary współpracy rysują się w obliczu transformacji energetycznej?
Od początku istnienia Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej skupiało działalność głównie na inicjowaniu, wspieraniu i koordynacji działań związanych z wdrażaniem nowych i innowacyjnych rozwiązań w elektroenergetyce, służących przede wszystkim poprawie efektywności funkcjonowania infrastruktury sieciowej oraz jakości usług i obsługi klientów. PTPiREE zawsze było czynnym uczestnikiem wszelkich zmian i przekształceń organizacyjnych w elektroenergetyce. Tworząc wspólnotę operatorów, wielokrotnie pełniło w niej funkcję agregatora –
wyraziciela wspólnego stanowiska czy też opinii wobec instytucji parlamentarnych, rządowych i administracyjnych. W sferze różnorodnych wyzwań, z którymi mierzył się polski system elektroenergetyczny, Towarzystwo było także prekursorem wielu własnych inicjatyw związanych nie tylko z techniką i technologią, ale również z obszarami prawa, ekonomii i bezpieczeństwa pracy. Ta różnorodność inicjatyw podejmowanych i skutecznie realizowanych wspólnie z operatorami przesyłowym i dystrybucyjnymi sprawia, że PTPiREE obecnie jest instytucją rozpoznawalną w krajowym i zagranicznym środowisku gospodarczym, nadal efektywnie uczestniczy i wspiera działania operatorów sieci w procesach transformacji krajowego systemu elektroenergetycznego.
Dynamika zmian gospodarczych, której bezspornym atrybutem jest energia elektryczna i w której decentralizacja systemu elektroenergetycznego stawia operatorów w centrum transformacji generuje wiele wyzwań. Przede wszystkim gwałtowny rozwój generacji rozproszonej, w tym głównie OZE przyłączanych do sieci dystrybucyjnej, rosnące wymagania systemowe w zakresie integracji tych źródeł, wdrożenie systemów magazynowania i zarządzania popytem na energię elektryczną i w konsekwencji przekształcenie sieci dystrybucyjnej w sieć aktywną wymaga poniesienia znacznych nakładów inwestycyjnych, które koncentrują się w szczególności na przebudowie sieci, jej automatyzacji, inteligentnych systemach wspomagania decyzji operatorskich, inteligentnym sterowaniu i opomiarowaniu. Wytworzenie wymaganej zasobności finansowej, która sprosta tym wyzwaniom, to z pewnością zadanie wymagające m.in. opracowania nowego modelu taryfowego, uwzględniającego nową rolę operatorów sieciowych i zapewniającego odpowiedni zwrot poniesionych nakładów.
Lista wyzwań zawiera także wiele zagadnień wymagających eksperckiego zaangażowania, a związanych z obecnym i przyszłym modelem rynku energii, oraz usług systemowych (w tym usługi elastyczności), które wymagają bądź będą wymagały zaangażowania co najmniej operatorów sieci i Towarzystwa. Zatem nawet ogólna ocena postępującej przemiany polskiej elektroenergetyki definiuje wiele obszarów wymagających aktywnej i wzajemnej współpracy wcześniej wymienionych interesariuszy, ale nie tylko ich.
Dziękuję za rozmowę.
