Wywiad z Robertem Zasiną, prezesem Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej.
W mijającym roku nasza branża podejmowała wiele inicjatyw, które służą celom transformacji energetycznej. Czy rezultaty aktywności operatorów systemu dystrybucyjnego są już widoczne?
Nowe wyzwania i obszary aktywności spółek energetycznych wynikają m.in. z założeń Europejskiego Zielonego Ładu oraz ,,Polityki energetycznej Polski’’, które to dokumenty wyznaczają ścieżkę, jaką powinna podążać elektroenergetyka. Operatorzy elektroenergetyczni oraz zarządzane przez nich sieci przesyłowe i dystrybucyjne pełnią jedną z kluczowych ról w procesie transformacji energetycznej, dając możliwość rozwoju nowych form aktywności na rynku energii i realizacji inicjatyw wspierających przechodzenie gospodarki na niskoemisyjną. Zmienia się otoczenie elektroenergetyki zawodowej – dynamiczny rozwój energetyki rozproszonej i wytwarzania lokalnego wymaga dostosowania sieci elektroenergetycznych do pracy w nowej konfiguracji i do znacznie większych zdolności przesyłu energii, szczególnie na poziomie sieci dystrybucyjnej. Odnotowujemy znaczny wzrost liczby i mocy odnawialnych źródeł energii w systemie. Rola operatora sieci podlega zatem transformacji, związanej z rozwojem i dostępnością nowych technologii wytwarzania energii elektrycznej, mniej skomplikowanych w procesie inwestycyjnym i późniejszej eksploatacji w porównaniu z wielkoskalową energetyką systemową. Nowe elementy rynku, takie jak np. mikroinstalacje i prosumeryzm, elektromobilność, klastry i lokalne wytwarzanie energii elektrycznej, powodują, że zakres zadań operatora znacznie wykracza poza standardowe zadania, jakie do tej pory pełnił, czyli zapewnienie bezpieczeństwa systemu i niezakłóconych dostaw energii elektrycznej. Rezultaty działań operatorów sieci w tym zakresie są widoczne m.in. w postaci bardzo dużej liczby przyłączonych lub będących w inwestycyjnym procesie przyłączeniowym rozproszonych źródeł wytwórczych, dla których podejmowano działania modernizacyjne lub budowy nowych odcinków sieci. Na koniec października br. moc przyłączonych źródeł do sieci OSD to już 8 940 MW, w tym 763 tys. mikroinstalacji o łącznej mocy ponad 5 340 MW. Transformacji energetycznej towarzyszy również dynamiczny rozwój działalności gospodarczych, wytwarzających komponenty albo finalne produkty dla nowych form wytwarzania lub wykorzystania energii elektrycznej. Często są to obiekty o bardzo dużych mocach przyłączeniowych, rzędu kilkuset megawatów i dla nich operatorzy prowadzą wysokobudżetowe procesy inwestycyjne.
Zmienia się zatem rola operatorów, ale jak ona wpływa na sieci elektroenergetyczne? Czy są przygotowane na systematycznie zwiększającą się liczbę źródeł rozproszonych?
Sieci elektroenergetyczne w Polsce przez lata były projektowane i budowane tak, że ich struktura przewidywała wytwarzanie energii elektrycznej w dużych źródłach, a następnie przekazywanie jej poprzez sieci przesyłowe i dystrybucyjne do odbiorców. W większości nowe źródła wytwórcze były przyłączane do sieci 110 kV lub bezpośrednio do rozdzielni średniego napięcia przy stacjach 110 kV. Jednocześnie przy projektowaniu sieci niskich napięć przyjmowano wskaźnik jednoczesnego poboru mocy przez odbiorców poniżej jedności, co ograniczało możliwość przewymiarowania sieci w odniesieniu do rzeczywistych potrzeb. Rozwój energetyki prosumenckiej wymusił zmianę i obecnie sieci projektuje się z odpowiednim zapasem. Jednak takie podejście dotyczy odcinków nowych i modernizowanych. Należy pamiętać, że w naszym kraju mamy ponad 304 tys. km sieci SN i ponad 438 tys. km linii nn (bez przyłączy). Tym samym proces dostosowania sieci do nowych warunków będzie trwał jeszcze wiele lat. Z uwagi na możliwości finansowe, ale i uwarunkowania prawne, czy dostępność firm wykonawczych, działania inwestycyjne prowadzone są w pierwszej kolejności w związku z procesem realizacji umów przyłączeniowych oraz w odpowiedzi na zgłaszane reklamacje jakości dostaw energii. Nie bez znaczenia jest również stosunek udziału sieci kablowej do napowietrznej, który w Polsce wynosi dla sieci SN 28,4 proc. a dla sieci nn 36,4 proc. Wyższy poziom skablowania ma nie tylko wpływ na zwiększoną pewność zasilania, ale również możliwość dystrybucji większych mocy, w tym dla potrzeb przesyłu energii z rozproszonych źródeł wytwórczych. Operatorzy prowadzą działania mające na celu maksymalne dopasowanie parametrów istniejących sieci do możliwości przyłączenia nowych źródeł OZE, np. związane ze zmianą nastaw transformatorów, wykorzystaniem narzędzi do ciągłego monitoringu aktualnych możliwości obciążeniowych konkretnych linii itp. Wszystkie te działania przynoszą efekty w postaci stale rosnącej liczby przyłączeń OZE. Jednak są to działania o charakterze nieinwestycyjnym lub możliwym do zrealizowania bez znaczących nakładów i uzgodnień formalnoprawnych. W horyzoncie długoterminowych nieuniknione i bezdyskusyjne jest wymaganie znaczącego zwiększenia inwestycyjnych działań rozwojowych w sieci dystrybucyjnej i przesyłowej.
Ostatnie dwa lata to znaczący wzrost wniosków o wydanie warunków przyłączenia dla źródeł – w 2020 roku w stosunku do 2019 roku wydano o ponad 80 proc. więcej warunków przyłączenia, a w pierwszych dziesięciu miesiącach 2021 roku wydano tyle samo, co w całym 2020 roku, przy czym moc w wydanych warunkach w 2020 roku była o ponad 99 proc. większa, niż w 2019 roku, a w pierwszych dziesięciu miesiącach 2021 roku była już o ponad 183 proc. większa niż w roku 2019. Wzrost dotyczył również podpisanych umów przyłączeniowych dla źródeł wytwórczych – w 2020 roku w stosunku do 2019 roku podpisano o ponad 48 proc. więcej umów o przyłączenia, a w pierwszych dziesięciu miesiącach 2021 roku podpisano ponad 243 proc. więcej umów niż w roku 2019, przy czym moc w podpisanych umowach w 2020 roku była o ponad 66 proc. większa niż w 2019 roku, a w pierwszych dziesięciu miesiącach br. o ponad 515 proc. większa niż w roku 2019. Realizacja umów o przyłączenie najczęściej związana jest z budową nowych odcinków lub modernizacją istniejących i znaczącymi wydatkami finansowymi po stronie OSD. Należy mieć na uwadze, że podmioty przyłączane ponoszą opłatę przyłączeniową tylko w części dotyczącej odcinka sieci łączącego sieć wspólną z siecią wytwórcy czy odbiorcy, przez który płynie energia tylko od lub do wytwórcy albo odbiorcy. Tym samym podmioty przyłączane nie ponoszą kosztów przebudowy sieci, które w większości są znacznie wyższe niż opłata dokonywana przez podmiot przyłączany. Taki system finansowania i znaczący wzrost przyłączeń powoduje, że każdego roku, mimo zwiększania nakładów na inwestycje przez OSD, większość pieniędzy przeznaczana jest na przyłączenie nowych podmiotów i realizację nowych obowiązków nakładanych na OSD, a brak zwiększenia wydatków na modernizacje sieci i wyprzedzające jej dostosowanie do zwiększonych potrzeb przesyłowych.
Należy podkreślić, że w ostatnich latach OSD zwiększyły znacząco wydatki na przyłączenia OZE do sieci oraz zmieniły zasady budowy nowych i modernizacji istniejących sieci dystrybucyjnych. Średni roczny poziom inwestycji operatorów dystrybucyjnych to około 6 mld zł.
Nie bez znaczenia jest również fakt, że sieć energetyczna się starzeje, co spowodowane jest czasem jej użytkowania. W przypadku sieci dystrybucyjnej największy stopień zużycia cechuje linie napowietrzne 110 kV i SN. Prawie 80 proc. z nich wybudowano ponad 25 lat temu i od tamtego czasu, ze względu na bariery prawne oraz brak odpowiednich środków, przechodziły one jedynie wymagane przeglądy i remonty.
Oczywiście sieć jest na bieżąco modernizowana i wszyscy operatorzy dbają o jej bezpieczeństwo z uwagi na wymagania prawne z zakresu eksploatacji oraz w reakcji na występujące awarie lub uszkodzenia. Należy tu przywołać również porozumienie największych operatorów elektroenergetycznych z 2018 roku o współpracy przy usuwaniu awarii sieci elektroenergetycznych, m.in. na skutek ekstremalnych zjawisk atmosferycznych. Jednak generalnie dla prawidłowości funkcjonowania systemu dystrybucyjnego majątek po zakończeniu okresu amortyzacji powinien być wymieniany.
Czy w takim razie, po odpowiedniej modernizacji i przy zwiększonych inwestycjach w sieć, można przyłączyć do niej wszystkie mikroinstalacje i OZE, które o to wnioskują?
Trzeba zaznaczyć, że rozwój energetyki rozproszonej i lokalnej należy przyjąć jako niezbędny kierunek w procesie racjonalizacji kosztów wytwarzania i konsumpcji energii oraz przechodzenia w nisko- i zeroemisyjne wytwarzanie energii. Rolą operatorów jest sprzyjanie temu procesowi. Jednak ostatecznie o możliwości i terminie przyłączenia decyduje ekspertyza zakresu wymaganych działań dostosowawczych sieci, budżet wynikający z zatwierdzonego przez Prezesa URE planu rozwoju na poszczególne lata oraz uzyskanych zgód stron trzecich. Znaczącym czynnikiem poprawiającym sytuację mogą być systemy wsparcia finansowego oraz zmiany w prawie zmierzające do ułatwień formalnoprawnych. Dzięki systemowemu wsparciu ministerstwa i samorządów odnotowujemy ogromne zainteresowanie instalacjami fotowoltaicznymi. Jest ono na tyle duże, że sieci energetyczne w szczególności niskich napięć – ze względów wspomnianych wcześniej – w wielu miejscach dochodzą do swoich granic technicznych możliwości przyjmowania energii ze źródeł. Mikroinstalacje PV pracują najczęściej pełną mocą w godzinach południowych, kiedy zwykle odbiorców nie ma w domu i nie zużywają energii wyprodukowanej przez własne mikroinstalacje. Wpływa ona do sieci niskich napięć. Powoduje to m.in. przeciążenie sieci i wzrost napięcia w sieciach niskich napięć powyżej dopuszczalnych, który skutkuje automatycznymi wyłączeniami mikroinstalacji lub ograniczeniem poziomu wytwarzanej mocy.
Innym czynnikiem wpływającym na możliwości i tempo przyłączenia OZE jest ich lokalizacja. Potencjalni inwestorzy zgłaszają chęć budowy źródeł wytwórczych w miejscach znacznie oddalonych od sieci, albo takich, które po dokonanej ekspertyzie wymagają przebudowy wielu kilometrów sieci czy budowę nowej infrastruktury. Takim inwestycjom towarzyszy, oprócz znaczących wydatków, długi czas uzyskiwania wszelkich zgód prawnych, w tym właścicieli gruntów, na których ma być posadowiona nowa infrastruktura.
Na pewno sieci dystrybucyjne potrzebują zwiększenia – i to w sposób znaczący – wydatków inwestycyjnych na ich rozwój i modernizację oraz narzędzia wspomagające ich zarządzanie. Jako branża elektroenergetyczna, chcemy przyczynić się do rozwoju OZE i energetyki prosumenckiej, przy jednoczesnym zachowaniu stabilizacji systemu, w tym niezawodności dostaw energii elektrycznej.
Wdrożenie niezbędnych inwestycji musi następować w całej sieci dystrybucji energii elektrycznej w kraju i jest to proces rozłożony na lata.
Potrzeby branży nie pozostają niezauważone. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki w październiku wyszedł z inicjatywą porozumienia sektorowego, które ma zapewnić środki na zwiększone inwestycje OSD.
Doceniamy fakt, że regulator, równoważąc interes przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców, dostrzega konieczność znaczącego zwiększenia inwestycji w sektorze. Obecnie, w ramach kilku zespołów, trwają prace nad Kartą Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki. Ma ona zawierać rozwiązania usprawniające proces inwestycji sieciowych w najbliższych 10 latach. Dokument powinien wskazać wymagane kierunki inwestowania, ich zakres i poziom nakładów, możliwe źródła finansowania oraz parametry monitorujące realizację zadań przez OSD. Prace mają się zakończyć do połowy 2022 roku. Na podstawie wypracowanych uzgodnień operatorzy będą mogli podjąć dalsze szybkie działania związane z ustaleniem niezbędnego zakresu inwestycji w sieci dystrybucyjne, wdrożeniem zmian prawnych, pozyskaniem funduszy zewnętrznych itp. w celu dostosowania sieci dystrybucyjnych do nowych wyzwań związanych z transformacją energetyki.
W związku z tym, że zmiany na rynku energii dotyczą bezpośrednio działalności OSD – znaczny wzrost liczby i mocy OZE w systemie, instalacja liczników zdalnego odczytu na masową skalę, rozwój elektromobilności, kablowanie sieci, zapewnienie łączności i cyberbezpieczeństwa, a wkrótce przyłączanie magazynów energii, pozyskiwanie usług elastyczności oraz współpraca z rosnącą liczbą podmiotów zbiorowych, takich jak np. prosument zbiorowy i wirtualny – inwestycje w tym sektorze stają się priorytetem i wymagają dodatkowego wsparcia regulacyjnego i prawnego. Co ważne, inwestycje wynikające z obowiązujących przepisów są i będą realizowane jako wymagane, jednak ich dynamika i zakres są powiązane z wielkością środków finansowych, którymi dysponować będą operatorzy. Wiedza na temat możliwości finansowania jest istotna przy tworzeniu planów rozwoju na następne lata.
Nowe wyzwania dla operatorów przyniosła nowelizacja Prawa energetycznego, która nałożyła na nich obowiązek instalacji do 2028 roku liczników zdalnego odczytu u co najmniej 80 proc. odbiorców energii elektrycznej. Jak daleko zaawansowane są działania z tym związane?
Operatorzy systemów dystrybucyjnych od kilku lat instalują liczniki zdalnego odczytu u swoich klientów. Dotychczas działanie to wynikało z własnej inicjatywy. Zaawansowanie tych prac jest bardzo zróżnicowane. W ciągu ostatnich lat liczba liczników zdalnego odczytu znacząco wzrosła, m.in. na skutek rozwoju mikroinstalacji prosumenckich, które wymagają zastosowania liczników ze zdalną komunikacją. Aby jednak móc rozpocząć w pełni proces masowej instalacji liczników zdalnego odczytu, operatorzy sieci oczekują obecnie wydania przepisów wykonawczych do tej ustawy, które będą zawierać szczegółowe wymagania dla liczników zdalnego odczytu.
Poprzez instalację takiego licznika odbiorcy energii będą na bieżąco mogli monitorować swoje zużycie energii oraz dostosowywać je do zmieniających się taryf. Masowa wymiana liczników rozpocznie się w ciągu kilkunastu miesięcy od uchwalenia tych aktów wykonawczych, co jest spowodowane koniecznością przeprowadzenia postępowań przetargowych na dostawę i montaż liczników.
Ustawa, poza wymogiem instalacji liczników zdalnego odczytu, jest jednocześnie podstawą stworzenia Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii.
Panie Prezesie, czego życzy Pan naszym Czytelnikom i całej branży na 2022 rok?
Przede wszystkim proszę przyjąć życzenia zdrowia i bezpiecznej od wszelkich zagrożeń aktywności zawodowej. Niech nowy rok przyniesie nadzieję na uspokojenie, życzliwość i spełnienie marzeń.
Dziękuję za rozmowę.
