Ostatnio szczególną uwagę mediów skupiają odnawialne źródła energii, cel klimatyczny i miks energetyczny. Zbyt mało uwagi poświęcamy jednak kwestiom wydajności, efektywności ekonomicznej i kosztom utrzymania oraz modernizacji systemu przesyłu energii, jego dyslokacji oraz oddziaływania na środowisko naturalne i zdrowie użytkowników. Publikacja kolejnej edycji raportu „Energetyka. Dystrybucja i Przesył” Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej przybliża te kwestie.
Wieloletnie zaniedbania w tym obszarze w efekcie czego koszty eksploatacji, straty na przesyle, liczne awarie, a nawet różnego rodzaju incydenty – od przerw w dostawie energii po wypadki, w tej liczbie ze skutkiem śmiertelnym – sprawiły, że obecnie realizowane inwestycje i relatywnie duże nakłady – tylko w ubiegłym roku rzędu 8,68 mld złotych, to nadal odrabianie dystansu straconego w minionych dziesięcioleciach.
PSE liderem
Sumaryczna kwota inwestycji, jakie Polskie Sieci Elektroenergetyczne sfinansowały w ubiegłym roku, zamykają się kwotą niespełna 2,5 miliarda złotych. Głównym projektem był próbny rozruch linii Mikułowa – Czarna mocy 400 kV, połączonej w lutym 2021 z linią Czarna – Pasikurowice, w efekcie czego uzyskano najdłuższy ciąg liniowy dla Dolnego Śląska, liczący 155 kilometrów długości. Koszty pokryto częściowo ze środków unijnych, o charakterze dotacji celowej w kwocie stanowiącej równowartość 380 mln zł.
Największe nakłady poniesiono na Pomorzu i Wybrzeżu. Wykonano 192 kilometry połączeń za łączną kwotę 884 milionów złotych – pomiędzy Bydgoszczą, Grudziądzem, Pelplinem i Gdańskiem oraz w relacji Słupsk, Żydowo, Kierzkowo, Gdańsk – na podstacjach Przyjaźń i Błonia – kosztem 760 mln złotych.
Wartość inwestycji prowadzonych przez PSE na Pomorzu z myślą o zapewnieniu w przyszłości bezpiecznego odprowadzenia mocy wytworzonych w morskich farmach wiatrowych za pośrednictwem sieci najwyższych napięć, zamknie się kwotą 4,5 miliarda złotych.
Enea Operator – na miarę potrzeb
Kosztem 1,2 mld złotych Enea Operator dokonała w roku 2020 gruntownej modernizacji sieci przesyłowej obsługującej aglomeracje miejską Poznania, której łączna długość to 150 km oraz unowocześniła 4 stacje GPZ (Główny Punkt Zasilający) na terenie swojego działania.
Energa Operator w gronie miliarderów
Także wartość inwestycji zrealizowanych w minionym roku przez Energa Operator przekroczyły kwotę 1,3 miliarda złotych. Złożyły się na to inwestycje, na budowę bądź modernizację infrastruktury dystrybucyjnej, w tej liczbie głównych punktów zasilania i nowych połączeń liniowych, którymi objęto także OZE. Łącznie w 16 regionach kraju zmodernizowano GPZ, natomiast tylko na automatyzację sieci średnich napięć wydatkowano prawie 54 miliony złotych.
Innogy Stoen Operator poprawia rekord
Po latach pewnej stagnacji stołeczny operator odnotował w ubiegłym roku rekordowy poziom nakładów inwestycyjnych, które osiągnęły kwotę 245,6 mln złotych. Ponad 80 milionów pochłonęły wydatki na nowe przyłącza sieci niskich i średnich napięć, a kolejne 37,5 mln przeznaczono na Centralną Bazę Odczytów, system zdalnego zbierania danych pomiarowych – HES, oraz mobilne wsparcie brygad pracujących w terenie i portal przyłączeniowy dla klientów. Na modernizację sieci pomiarowej przeznaczono kolejne 36 milionów, zastępując dotychczasowe analogowe liczniki nowoczesnymi urządzeniami cyfrowymi.
Kompleksowa modernizacja w PGE
PGE Dystrybucja w roku 2020 dokonała inwestycji na sumę 1,6 miliarda złotych. Z tych środków sfinansowano budowę i modernizację blisko 100 kilometrów sieci wysokiego napięcia, 1200 km sieci średnich napięć i 1500 km linii niskich napięć. Sfinalizowano po pięciu latach sztandarową inwestycję – mazowiecki węzeł Czosnów wraz z dwutorową linią kablową 110 kV do Łomianek, jednotorową linią kablową 15 kV i traktem światłowodowym. W kolejnym etapie sieć wysokiego napięcia połączy Mościska ze stacją Łomianki i Nowy Dwór Mazowiecki – ze stacją Czosnów. Poprawi to warunki przesyłu, tworząc nowe szanse rozwoju gospodarczego w regionie.
Mniej spektakularne, ale poprawiające efektywność i wydajność systemu było zmodernizowanie z górą tysiąca stacji transformatorowych. Stacja WN/SN Łowicz 1 w Oddziale Łódź została wybudowana w 1961 roku, ale jej bieżąca modernizacja była właściwie budową kompletnie nowej stacji w miejscu starej i przebiegała w kilku etapach. Całe przedsięwzięcie okazało się bardzo trudne pod względem wykonawczym, ponieważ prowadzono je w czasie pracy sieci, przy zachowaniu pełnej funkcjonalności starej stacji.
W przebudowanej stacji zastosowano szereg nowoczesnych rozwiązań: napowietrzną rozdzielnię 110 kV w oszynowaniu rurowym, wnętrzową rozdzielnię 15 kV z wyłącznikami próżniowymi, zespoły kompensacji prądów ziemnozwarciowych sieci 15 kV z nadążnym systemem regulacji dławików. Stację wyposażono w dwie baterie akumulatorów, które umożliwiają – przy całkowitej utracie zasilania stacji – niezakłóconą pracę urządzeniom zabezpieczeń, automatyki, łączności nawet przez kilkanaście godzin. Obiekt jest bezobsługowy, w pełni zautomatyzowany, sterowany poprzez system telemechaniki z poziomu Oddziałowego Centrum Dyspozytorskiego (w Łodzi) lub Obszarowego Centrum Dyspozytorskiego (w Łowiczu).
Także pod koniec minionego roku Oddział Zamość oddał do eksploatacji po gruntownej przebudowie i częściowej rozbudowie nowoczesną rozdzielnię 110 kV w stacji 110/15 kV Ulhówek wraz z załączoną do ruchu linią 110 kV relacji Tyszowce – Ulhówek. To główna inwestycja na terenie Polski południowo-wschodniej zabezpieczająca moc na rozwijającym się obszarze przygranicznym. Długość wybudowanej linii 110 kV to ponad 20 km. Inwestycja poprawiła zaopatrzenie w energię powiatów tomaszowskiego i hrubieszowskiego oraz gwarantuje możliwości wyprowadzenia mocy z farm wiatrowych w pobliżu Tomaszowa Lubelskiego i Tyszowiec.
Tauron za prawie 2 miliardy
W pandemicznym roku 2020 Tauron Dystrybucja zrealizowała nakłady inwestycyjne przekraczające łącznie 1,9 miliarda złotych. Sukcesem było zakończenie budowy stacji elektroenergetycznej 110/15 kV Radzikowice, wraz z zasilającymi ją liniami kablowymi 110 kV o łącznej długości 14,7 km. Projekt tworzy optymalne warunki rozwoju przedsiębiorczości w obszarze Wałbrzyskiej Specjalnej Strefy Ekonomicznej w Radzikowicach, w gminie Nysa i pozwoli dokonać przyłączenia pierwszej w Europie fabryki materiałów katodowych. Główny etap inwestycji sfinalizowano w 11 miesięcy od podpisania umowy z wykonawcą dzięki dobrej współpracy i wsparciu samorządu gminy Nysa. Koszt inwestycji zamknął się kwotą ponad 63 mln zł.
Zakończono również budowę linii kablowej 110 kV GPZ Lubocza – Niepołomice MAN (przyłączenie podstacji trakcyjnej Podłęże), budowę stacji elektroenergetycznej 110/15 kV Podleśna (dobudowa rozdzielni 110 kV przy istniejącej Rozdzielni Sieciowej 15 kV) w celu przyłączenia zakładu produkcyjnego oraz dla poprawy warunków napięciowych dla sieci średniego i niskiego napięcia na terenie gmin Brzeszcze, Wilamowice, Oświęcim, a także budowę stacji elektroenergetycznej 110/15 kV (GIS) AGH dla przyłączenia obiektów Akademii Górniczo-Hutniczej i zwiększenia bezpieczeństwa zasilania w aglomeracji krakowskiej. Zmodernizowano także linię 110 kV relacji Siersza-Bukowno.
Ponadto zrealizowano większość prac przy budowie stacji elektroenergetycznej 110/20 kV Jawor wraz z dowiązaniami dla przyłączenia zakładów Daimler na terenie Wałbrzyskiej Specjalnej Strefy Ekonomicznej.
Do istotnych, zakończonych w 2020 roku zadań inwestycyjnych, związanych z modernizacją istniejącej sieci dystrybucyjnej należy zaliczyć także modernizację linii 110 kV relacji Głubczyce – Prudnik, która wpłynie na poprawę pewności zasilania południowej części województwa opolskiego, czy też modernizację stacji elektroenergetycznej 110/20/6 kV Urbanowice odpowiedzialnej za zapewnienie zasilania dla Katowickiej Specjalnej Strefy Ekonomicznej (podstrefa Tychy). Od strony technicznej zakończyła się także wieloletnia przebudowa 63 km linii dwutorowej 110 kV relacji Przybków – Kąty Wrocławskie – Klecina, zwiększając bezpieczeństwo zasilania na Dolnym Śląsku.
Zamiast podsumowania
Proces transformacji energetycznej i dostosowania naszego sektora energii do wyzwań europejskiej polityki klimatyczno-energetycznej jest faktem. Dla jego realizacji konieczne jest stworzenie optymalnych warunków do inwestowania, nie tylko w nowe, mniej emisyjne moce wytwórcze, ale równolegle w unowocześnianie i modernizację systemu przesyłu i dystrybucji energii.
To niezwykle istotne, ponieważ już dziś sieci przesyłowe i dystrybucyjne muszą sprostać wyzwaniu przyłączania dużej ilości mniej stabilnych źródeł przy konieczności zapewnienia ciągłości i bezpieczeństwa dostaw energii. W tym celu konieczne jest opracowanie i wdrożenie bardziej efektywnego modelu prowadzenia inwestycji o strategicznym znaczeniu dla Polski. Będzie to wymagało wdrożenia rozwiązań i narzędzi dotychczas niestosowanych na większą skalę.
Dystrybutorzy energii elektrycznej w naszym kraju stoją przed koniecznością przygotowania się do całkiem nowego modelu funkcjonowania rynków detalicznych, a także zapewnienia warunków umożliwiających funkcjonowanie fleksumentów, zbudowania segmentu usług elastyczności czy wdrożenia systemu informacji o rynku energii elektrycznej oraz masowej wymiany liczników.
Biorąc pod uwagę wyzwania stojące przed Operatorami Systemów Dystrybucyjnych (OSD), chociażby w związku z coraz szybszym rozwojem energetyki rozproszonej, kluczowe znaczenie ma nowe podejście do procesu taryfowania.
Pod koniec 2020 roku zmiana rozporządzenia taryfowego wprowadziła nowe narzędzie w kształtowaniu taryf dla przedsiębiorstw infrastrukturalnych: tzw. konto regulacyjne. Celem jest zapewnienie stabilności warunków prowadzenia działalności gospodarczej, w tym inwestycji. Zatwierdzając dystrybutorom taryfy na 2021 rok, po raz pierwszy Prezes URE uwzględnił w nich zaliczkę na konto regulacyjne, co pozwoli OSD na stabilizację i przewidywalność przychodów, a tym samym zwiększy stabilność prowadzonej działalności.
Naczelnym wyzwaniem stojącym przed przedsiębiorcami świadczącymi usługi przesyłu i dystrybucji pozostaje budowa zintegrowanego systemu informacji o rynku energii elektrycznej powiązanego z masową wymianą liczników na urządzenia umożliwiające zdalny odczyt.
Ujednolicenie standardów informacji przetwarzanych w CSIRE (Centralnym Systemie Informacji o Rynku Energii) znacznie usprawni zarządzanie detalicznym rynkiem energii elektrycznej. Projektowane w tym zakresie zmiany poprawią transparentność i funkcjonowanie rynku, a tym samym jego konkurencyjność.