Nowe inwestycje i nowe wyzwania

Operatorzy sieci dystrybucyjnych i przesyłowych inwestują regularnie, ale mogą mieć problemy z spełnieniem nowych wymagań URE

Ostatnie lata to okres intensywnych inwestycji w infrastrukturę sieciową. Znaczące nakłady w tej dziedzinie ponoszą zarówno operatorzy systemu przesyłowego (OSP) jak i systemów dystrybucyjnych (OSD). Według analizy Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) w latach 2014-19 przedstawiciele rynku zainwestują łącznie 42 mld zł w infrastrukturę.

MOBILIZACJA POPRZEZ WYMAGANIA:
Zobacz więcej

MOBILIZACJA POPRZEZ WYMAGANIA:

Rzeczywiście dotrzymanie wymagań URE może nie być łatwe dla operatorów. Wydaje mi się jednak, że regulacje URE mają za zadanie raczej mobilizować spółki do dalszych inwestycji i utrzymania ich obecnego poziomu niż dążenie za wszelką cenę do osiągnięcia nowych wskaźników — mówi Robert Zajdler z Zajdler Energy Lawyers & Consultants i ekspert Instytutu Sobieskiego. Marek Wiśniewski

Dywersyfikacja z zagranicą

Wiele istotnych inwestycji przeprowadza spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE), krajowy operator systemu przesyłowego. W samym 2015 r. firma przeznaczyła na ten cel 1,1 mld zł. — PSE dokonuje wielu ważnych inwestycji i trudno wskazać te najważniejsze. Z pewnością bardzo istotnymi przedsięwzięciami są połączenia transgraniczne, czyli zbudowany właśnie most energetyczny Polska — Litwa. Pod względem połączeń energetycznych z innymi krajami Polska wypada słabo na tle pozostałych państw Europy. Unia Europejska chce, aby każdy kraj do 2020 r. miał możliwość sprowadzenia zza granicy co najmniej 10 proc. zużywanej energii elektrycznej. W Polsce ten wskaźnik, biorąc pod uwagę dane za 2014 r., wypada bardzo słabo. Po zakończeniu budowy połączenia z Litwą wynosi on około 5 proc. — wyjaśnia Robert Zajdler z Zajdler Energy Lawyers & Consultants i ekspert Instytutu Sobieskiego. Zwraca uwagę, że z tego punktu widzenia bardzo ważna jest inwestycja w linię 400 kV Ełk — granica RP (do stacji Atylus na Litwie) i linia Ełk — Łomża. Połączenia pozwolą na poprawę bezpieczeństwa energetycznego. Dla tego regionu to o tyle istotna inwestycja, że dotychczas prąd do północno- -wschodniej Polski był dostarczany przez jedno połączenie 220 kV Ostrołęka — Ełk. Zdaniem Roberta Zajdlera innymi istotnymi inwestycjami PSE są przedsięwzięcia realizowane w okolicach dużych miastach, które poprawią bezpieczeństwo dostaw dla aglomeracji. Chodzi np. o budowę dwutorowej linii 400 kV Dobrzeń — Pasikurowice — Wrocław (zakończenie przedsięwzięcia jest planowanena 2016 r.) oraz linii 400 kV Gdańsk Przyjaźń — Żydowo Kierzkowo, która ma zostać ukończona do końca 2019 r. Nie śpi też pięciu największych operatorów systemówgetycznych z innymi krajami przedsięwzięcia jest planowa- szych operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD). Enea Operator od 2011 r. przeznacza rocznie 800-900 mln zł na inwestycje i planuje utrzymać te nakłady przynajmniej do 2019 r. Według raportu PTPiREE, firma w latach 2015- 19 chce wybudować i zmodernizować łącznie 9,8 tys. km linii napowietrznych i kablowych, a także planuje stworzyć 2,7 tys. stacji elektroenergetycznych i zmodernizować 870. Z kolei Energa operator m.in. na przebudowę linii napowietrznych średniego napięcia i wdrożenie rozwiązań w sferze automatyzacji sterowania siecią ma przeznaczyć 800 mln zł. RWE Stoen Operator planuje przeznaczyć na inwestycje 1,6 mld zł. Pójdą głównie na rozwój warszawskiej sieci. Tauron Dystrybucja na południu Polski do 2019 r. ma przeznaczyć 10 mld zł na inwestycje. Ma tam powstać 6,5 tys. przyłączy, 7 tys. km odcinków linii o różnym napięciu, 2 tys. stacji. Spółka przygotowuje się do modernizacji 23 tys. km linii i 5 tys. stacji.

Sprostać wymaganiom

Wszyscy operatorzy poprzez inwestycje chcą poprawić niezawodność swoich dostaw. To może być szczególnym wyzwaniem po tym, jak Urząd Regulacji Energetyki (URE) wprowadził nowy model regulacji dla OSD. Zakłada on podniesienie jakości usług i skrócenie średniego czasu długich przerw. Wskaźnik SAIDI pokazuje ile minut średnio wynoszą przerwy w dostawach prądu na jednego odbiorcę. W 2013 r. wyniósł on 360 minut, w 2015 r. spadł do 272 minut. Według nowych wymagań URE do 2020 r. przerwy mają zostać zmniejszone o 50 proc. do 136 min rocznie na odbiorcę. — Rzeczywiście operatorzy mogą mieć trudności ze spełnieniem wymagań URE nawet mimo inwestycji. Problemem tkwi w tym, że większość polskich linii elektroenergetycznych to linie napowietrzne, bardzo podatne na czynniki atmosferyczne. W efekcie trudniej ograniczać przerwy w dostawach prądu. Zwłaszcza, że prezes URE chce jednocześnie, aby ceny dla odbiorców były niższe. Trzeba po prostu znaleźć złoty środek. Dobrym pomysłem byłoby wydłużenie nieco okresu, w którym mają zostać spełnione te wskaźniki. Wydaje mi się jednak, że regulacje zaproponowane przez prezesa URE mają za zadanie raczej mobilizować spółki do dalszych inwestycji i utrzymania ich obecnego poziomu, niż dążenie za wszelką cenę do osiągnięcia nowych wskaźników. Podobną strategię realizuje często Unia Europejska, zakładając ambitne cele, ale mając jednocześnie na uwadze, że zapewne nie uda się ich do końca zrealizować — tłumaczy Robert Zajdler.

 

© ℗
Rozpowszechnianie niniejszego artykułu możliwe jest tylko i wyłącznie zgodnie z postanowieniami „Regulaminu korzystania z artykułów prasowych” i po wcześniejszym uiszczeniu należności, zgodnie z cennikiem.

Podpis: Rafał Fabisiak

Polecane

Inspiracje Pulsu Biznesu

Puls Biznesu

Energetyka / Nowe inwestycje i nowe wyzwania