Transformacja energetyczna nie dzieje się w prezentacjach, strategiach ani debatach. Dzieje się w sieci: w stacjach, liniach, automatyce, łączności i licznikach. To właśnie tam rozstrzyga się, czy system będzie zdolny przyłączyć kolejne źródła OZE, magazyny energii, infrastrukturę ładowania i nowych klientów – oraz czy da się to zrobić bez pogarszania jakości i bezpieczeństwa dostaw.
Z perspektywy PTPiREE Karta Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki (KET) była i pozostaje jednym z ważniejszych projektów porządkujących ten proces. Nie dlatego, że „dobrze brzmi”, a dlatego, że połączyła trzy elementy, które w transformacji muszą iść razem: priorytety inwestycyjne, przewidywalność regulacyjną i realne źródła finansowania. Bez tego nawet najlepiej sformułowane cele pozostaną jedynie celami – na papierze lub w prezentacjach. To historyczne porozumienie Regulatora (URE) i pięciu największych polskich operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD) podpisano 7 listopada 2022 roku, a KET od początku była pomyślana jako narzędzie praktyczne – wyznaczające ramy współpracy
Regulatora i operatorów na rzecz przyspieszenia modernizacji i rozwoju infrastruktury dystrybucyjnej w Polsce oraz stworzenia stabilnych warunków finansowania inwestycji niezbędnych do przeprowadzenia transformacji energetycznej.
Mając na względzie wiodącą rolę OSD w transformacji energetycznej, istotne było ustalenie przez Prezesa URE w ramach KET na lata 2023-2028 gwarantowanego poziomu WACC na poziomie 7,478 proc. z bazową premią za reinwestowanie na poziomie jednego procenta. Stworzyło to perspektywę stabilnych i przewidywalnych warunków realizacji wieloletnich inwestycji w infrastrukturę elektroenergetyczną. Co warto podkreślić – taki podstawowy poziom WACC w praktyce zakłada realizację inwestycji najistotniejszych, wynikających z wymogów prawa oraz zawartych umów z klientami (wytwórcy, magazyny energii, e-mobility, klienci przyłączani do sieci).
W ramach KET:
- określono wymogi formalno-prawne wynikające z przepisów obowiązujących OSD – w perspektywie do 2030 roku;
- dokonano oceny ówczesnego poziomu i możliwości realizacji tych wymogów do 2030 roku;
- opracowano propozycje scenariuszy inwestycyjnych na lata 2023–2030 w dwóch wariantach:
- ʱ Scenariusz „Inwestycje konieczne” – obejmujący inwestycje wynikające z realizacji wymogów formalno-prawnych oraz przyłączeń nowych wytwórców i klientów;
- ʱ Scenariusz „Inwestycje PEP 2040” – zapewniający pełną realizację celów polityki energetycznej państwa, w tym większy potencjał przyłączania OZE i stopniowe przekształcanie sieci pasywnej (jednokierunkowej) w sieć aktywną (dwukierunkową);
- przeanalizowano scenariusze pod kątem możliwości i źródeł finansowania (taryfa, absorpcja środków pomocowych);
- dokonano analizy wpływu poszczególnych scenariuszy na wzrost taryfy, tj. skutki finansowe dla klientów.
Na tej podstawie – mając na względzie wpływ finansowania inwestycji na taryfy OSD – realizację KET poprzez zagwarantowany poziom WACC ograniczono do tzw. inwestycji koniecznych. Jednocześnie ustalono priorytety inwestycyjne porządkujące działania OSD w kluczowych dla bezpieczeństwa dostaw i powodzenia transformacji obszarach, tj.: elektryfikacja, e-mobility, wsparcie rozwoju OZE (w tym magazynów energii), wzrost odporności sieci na warunki atmosferyczne, odtworzenie i modernizacja infrastruktury, cyfryzacja i automatyzacja, liczniki zdalnego odczytu (LZO) oraz pozostałe projekty wspierające działalność operatorów.
Przy KET od początku zakładano równoległe myślenie o taryfie, środkach pomocowych i wpływie inwestycji na rachunki klientów. To podejście racjonalne, bo inwestycje sieciowe są kapitałochłonne, wieloletnie i wymagają stabilnych warunków i przewidywalności regulacyjnej.
Po kilku latach widać wymierne efekty inwestycji we wskazanych kategoriach, przy czym dane prezentowane są zbiorczo dla 5 największych OSD. Prezentowane są dane wyjściowe dla opracowania KET oraz zestawiane z nimi dane na koniec 2025 roku.
Liczniki zdalnego odczytu i liczniki bilansujące (LB)
To inwestycje obowiązkowe wynikające z wymogów ustawy – Prawo energetyczne, ale ich znaczenie wykracza poza zgodność regulacyjną: zwiększają obserwowalność sieci, poprawiają dostęp do danych pomiarowych, zarówno dla samych OSD, jak i klientów oraz tworzą warunki do rozwoju nowych usług na styku klient – OSD.
Dane za lata 2021-2025 pokazują istotny postęp w tym obszarze. Udział liczników zdalnego odczytu u klientów końcowych wzrósł z 17,4 proc. do 49,9 proc. (o 32,5 p.p.), co świadczy o dynamicznym tempie wdrażania inteligentnej infrastruktury pomiarowej.
Należy również wskazać, że OSD byli zobowiązani do wyposażenia stacji SN/nn w liczniki bilansujące do końca 2025 roku. W ramach realizacji tego obowiązku liczniki zainstalowano na blisko 250 tys. takich stacji.
Skala tych zmian wskazuje na szybki postęp w budowie inteligentnych sieci elektroenergetycznych (smart grid), umożliwiających bardziej efektywne zarządzanie systemem, lepsze wykorzystanie danych pomiarowych oraz tworzenie nowych usług dla odbiorców i uczestników rynku energii.
Rozwój sieci dla przyłączania OZE, magazynów energii i e-mobility (w tym zwiększenie przepustowości)
Obszar obejmuje m.in. budowę nowych linii i stacji na każdym poziomie napięcia, rozbudowę i przebudowę istniejącej infrastruktury, m.in. poprzez wymianę transformatorów na jednostki o większej mocy, zabudowę dławików do kompensacji mocy biernej oraz aktywnych regulatorów napięcia w sieci nn. Działania te przekładają się na zwiększenie mocy przyłączeniowej, poprawę zdolności sieci do absorpcji energii z OZE, w tym od prosumentów, a także na stworzenie warunków dla dalszego rozwoju magazynów energii, elektromobilności i lokalnej gospodarki.
Przedstawione dane potwierdzają systematyczny rozwój infrastruktury sieciowej na wszystkich poziomach napięcia. W latach 2021–2025 odnotowano wzrost łącznej długości linii elektroenergetycznych – w tym linii wysokiego napięcia o 678 km, średniego napięcia o 6 209 km oraz niskiego napięcia (bez przyłączy) o 22 340 km. Równolegle zwiększyła się liczba stacji elektroenergetycznych. Liczba stacji WN wzrosła o 80, natomiast stacji SN o 13 085, co wskazuje na intensywną rozbudowę infrastruktury dystrybucyjnej, szczególnie na poziomie średnich napięć.
Rozwój ten przekłada się na wzrost zdolności sieci do przyłączania nowych odbiorców, źródeł OZE, magazynów energii oraz infrastruktury e-mobility. Szczególnie istotny jest wzrost długości linii nn, które odgrywają kluczową rolę w przyłączaniu rozproszonych źródeł wzmacniają przepustowość sieci, poprawiają jej elastyczność oraz tworzą podstawy dla dalszej transformacji energetycznej i rozwoju lokalnej gospodarki.
Cyfryzacja i automatyzacja
Ten obszar obejmuje m.in. budowę i automatyzację sieci SN (łączniki zdalnie sterowane, reklozery), modernizację stacji, analizatory jakości napięcia, automatykę klasy FDiR, dostosowanie stacji SN/nn do zabudowy układów bilansujących oraz inwestycje w łączność i informatykę (w tym systemy pomiarowe, CSIRE, system łączności dyspozytorskiej (krytycznej) dla energetyki, systemy dyspozytorskie i sterowania pracą sieci, tj. SCADA/EMS/DMS, pozostałe systemy dziedzinowe OSD i infrastruktura zapewniająca łączność). To krótsze przerwy w dostawach oraz poprawa wskaźników jakościowych, techniczne podstawy elastyczności (w tym stworzenia rynku usług elastyczności), możliwość szybszej lokalizacji awarii i sprawniejszego przywracania zasilania.
Dane wskazują na systematyczny postęp w zakresie cyfryzacji i automatyzacji sieci dystrybucyjnej. W latach 2021–2025 średnia liczba łączników z telesterowaniem na 100 km linii napowietrznej SN wzrosła z 12,5 do 15,0 (o 2,5), co odzwierciedla rozwój infrastruktury umożliwiającej zdalne zarządzanie pracą sieci.
Równolegle zwiększył się udział stacji SN wyposażonych w telemechanikę – z 14 proc. do 16 proc. (o 2 p.p.). Choć tempo wzrostu w tym obszarze jest umiarkowane, kierunek zmian pozostaje jednoznaczny i wpisuje się w proces budowy inteligentnych sieci elektroenergetycznych.
Rozwój tych rozwiązań przekłada się na poprawę niezawodności dostaw energii, skrócenie czasu lokalizacji i usuwania awarii oraz zwiększenie możliwości elastycznego zarządzania siecią. Stanowi to istotny element przygotowania infrastruktury na rosnący udział źródeł rozproszonych oraz dalszą cyfryzację sektora energetycznego.
Kablowanie sieci WN i SN
Kablowanie sieci WN i SN stanowi element szerszego programu, realizowanego przez operatorów od 2018 r., ukierunkowanego na wzmacnianie odporności sieci elektroenergetycznej oraz poprawę jakości jej pracy. Program obejmuje w szczególności przebudowę linii napowietrznych na kablowe, budowę nowych linii kablowych i powiązań sieciowych, budowę i modernizację stacji WN/ SN oraz złączy, a także dostosowanie układów kompensacyjnych i automatyki związanej z procesem kablowania. Działania te przyczyniają się do poprawy pewności i jakości dostaw energii elektrycznej, zwiększenia bezpieczeństwa pracy sieci oraz podniesienia odporności infrastruktury na skutki zdarzeń pogodowych, m.in. poprzez zwiększenie elastyczności pracy systemu.
Poziom skablowania sieci na koniec 2021 r. wyniósł 29,0 proc., natomiast koniec 2025 r. – 32,6 proc., co oznacza systematyczny wzrost udziału linii kablowych w sieci SN, średnio o ok. 1 p.p. rocznie.
W przypadku sieci WN udział linii kablowych pozostaje istotnie niższy i na koniec 2025 r. wyniósł 2,4 proc.. Należy jednak podkreślić, że tego rodzaju rozwiązania nie są w sieciach WN stosowane powszechnie, co wynika zarówno z uwarunkowań technicznych, jak i ekonomicznych. Mimo to również w tym obszarze obserwowany jest postęp – od 2021 r. długość linii kablowych WN zwiększyła się o 228 km.
Przyłączanie klientów i rozwój OZE
Obszar przyłączania klientów – obejmujący zarówno odbiorców końcowych, jak i instalacje odnawialnych źródeł energii oraz magazyny energii – pozostaje jednym z kluczowych elementów transformacji energetycznej. W jego ramach realizowane są inwestycje związane z budową nowych przyłączy, rozbudową sieci i stacji elektroenergetycznych, modernizacją istniejącej infrastruktury oraz instalacją układów pomiarowych.
Dane za lata 2021-2025 wskazują na wyraźne przyspieszenie zmian. Liczba odbiorców wzrosła o 958 009. Jednocześnie liczba przyłączonych instalacji OZE (łącznie z mikroinstalacjami) zwiększyła się o 784 501 (ok. 91,5 proc.), co potwierdza wysoką dynamikę rozwoju energetyki odnawialnej.
Równolegle odnotowano istotny wzrost mocy przyłączonych OZE – o 20 542 MW, czyli o około 131 proc..
Skala tego przyrostu wskazuje na rosnące znaczenie inwestycji sieciowych w kontekście transformacji energetycznej oraz zwiększającego się zapotrzebowania na przyłączanie nowych źródeł. Dynamiczny rozwój OZE wymusza dalszą rozbudowę i modernizację infrastruktury, która staje się jednym z kluczowych czynników umożliwiających rozwój rynku energii.
Inne obszary i nakłady wspierające działalność OSD
W ramach pozostałych, ale nie mniej istotnych obszarów inwestycyjnych, wymienić należy nakłady na: pozostałe odtworzenie majątku sieciowego, budynki i budowle nieenergetyczne, środki transportu, narzędzia i sprzęt specjalistyczny dla służb eksploatacyjnych. Korzyści obejmują możliwość rozbudowy sieci na potrzeby przyłączania do sieci klientów, w tym w obszarze stworzenia potencjału dla rozwoju lokalnego i gospodarczego, przejście na gospodarkę niskoemisyjną; rozwój transportu EV; ograniczenie emisji gazów cieplarnianych czy tworzenie nowych mocy przyłączeniowych dla źródeł OZE.
Warto podkreślić, że kierunek przyjęty w KET pozostaje spójny z aktualnym otoczeniem europejskim. Komisja Europejska wprost wskazuje sieci jako centralny element elektryfikacji, konkurencyjności i bezpieczeństwa energetycznego, akcentując potrzebę inwestycji, cyfryzacji, elastyczności oraz odpowiednich zachęt regulacyjnych. W 2025 r. KE przedstawiła European Grids Package, rozwijając wcześniejszy Grid Action Plan i wzmacniając nacisk na planowanie, finansowanie i przyspieszenie realizacji inwestycji sieciowych.
Jak zatem widać, KET to nie jedynie „format dialogu”, ale projekt przynoszący wymierne skutki inwestycyjne. To przykład tego, jak powinno się prowadzić transformację: mniej deklaracji „na skróty”, więcej uzgodnionych priorytetów, odpowiedzialności i finansowania. Realnym fundamentem są inwestycje w infrastrukturę – kilometry nowych linii, modernizowane stacje, cyfrowe systemy zarządzania siecią oraz miliony urządzeń pomiarowych instalowanych u klientów. OSD są dziś w centrum tych procesów, a tempo ich działań w dużej mierze wyznacza tempo całej transformacji energetycznej w Polsce.
Doświadczenia z realizacji Karty Efektywnej Transformacji pokazują jasno: stabilne i przewidywalne warunki regulacyjne są jednym z najważniejszych czynników umożliwiających prowadzenie wieloletnich programów inwestycyjnych. Mechanizmy takie jak uzgodniony w KET poziom WACC nie są przywilejem operatorów, lecz narzędziem pozwalającym finansować modernizację sieci, zwiększać bezpieczeństwo dostaw energii oraz tworzyć warunki dla rozwoju nowych inwestycji w gospodarce.
Dlatego też rozwój nowoczesnych sieci dystrybucyjnych i stabilne warunki finansowania inwestycji powinny pozostać jednym z kluczowych elementów polityki energetycznej państwa. Bez silnych i nowoczesnych sieci dystrybucyjnych transformacja energetyczna nie będzie ani szybka, ani efektywna. Po prostu – nie będzie możliwa.
Opracowanie: Biuro PTPiREE
