Zły stan polskich sieci elektroenergetycznych to największa bariera blokująca rozwój OZE i polską transformację energetyczną. Odpowiedzią na ten problem ma być podpisana pod koniec ubiegłego roku Karta Efektywnej Transformacji, czyli porozumienie URE i pięciu największych spółek dystrybucji, zgodnie z którym nakłady inwestycyjne na modernizację i rozwój sieci mają sięgnąć ok. 130 mld zł. KET tworzy też stabilne otoczenie regulacyjne w wieloletnim horyzoncie czasowym, co ma ułatwić prowadzenie inwestycji w transformację sieci. Obecnie w żaden sposób nie uwzględnia ona jednak mniejszych przedsiębiorstw dystrybucyjnych, ale to może się wkrótce zmienić.

W tej chwili małe przedsiębiorstwa, małe OSDn [operatorzy systemu dystrybucyjnego, których sieć dystrybucyjna nie ma bezpośredniego połączenia z siecią przesyłową OSP – red.] nie są uwzględnione w Karcie Efektywnej Transformacji, natomiast podczas niedawnego spotkania z prezesem URE padły zapowiedzi, że taka grupa ma zostać powołana i też mamy współuczestniczyć przy tym procesie. Czyli poniekąd być może też będziemy dysponować środkami na ten cel. 

– mówi Marek Dobies, członek zarządu Ogólnopolskiego Stowarzyszenia Dystrybutorów Niezależnych Energii Elektrycznej.

Karta Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki to porozumienie zawarte pod koniec 2022 roku między prezesem URE i pięcioma największymi spółkami dystrybucji (Enea Operator, PGE Dystrybucja, Energa Operator, Tauron Dystrybucja i Stoen Operator). Zakłada ona m.in. kompleksową cyfryzację sieci elektroenergetycznej i jej dostosowanie do dynamicznie rosnącej liczby odnawialnych źródeł energii. Efektem realizacji założeń KET w horyzoncie do 2030 roku ma być m.in. zwiększenie mocy zainstalowanej OZE do 50 GW (czyli o około 230 proc.), osiągnięcie 50-proc. udziału odnawialnych źródeł w miksie energetycznym oraz przyłączenie ok. 2 mln nowych odbiorców.

Jeśli mówimy o Karcie Efektywnej Transformacji Energetycznej, to duże podmioty, duże OSD są dopiero na początku procesu modernizacji sieci dystrybucyjnych. W obecnej taryfie zostało to uwzględnione i około 130 mld zł, które ma być wydane na ten cel, to będą pieniądze inwestowane zarówno po stronie dużego operatora przesyłowego, czyli PSE Operator, jak i największych przedsiębiorstw dystrybucyjnych, czyli wielkiej piątki. 

– mówi Marek Dobies.

KET tworzy stabilne otoczenie regulacyjne dla przedsiębiorstw energetycznych w wieloletnim horyzoncie czasowym w zakresie, w jakim dotyczy to prowadzenia inwestycji w modernizację i rozwój sieci. Tym samym przyczyni się do uproszczenia procesu podejmowania decyzji inwestycyjnych, powinna też ułatwić OSD pozyskiwanie części środków – szacowanych łącznie na 130 mld zł – na inwestycje ze źródeł innych niż taryfa.

W krótkiej perspektywie, ograniczającej się np. do roku, ja bym widział jako rozwiązanie, po pierwsze, uruchomienie funduszy dla małych przedsiębiorstw, ponieważ w tej chwili małe OSDn-y są niestety pominięte i ciężko jest uzyskać fundusze dofinansowujące. To jest pierwsza kwestia, a dwa to jest zwrot w taryfie. Plany inwestycyjne są wieloletnie, aktualizowane w określonym czasie, więc inwestor prywatny, który musi zainwestować pieniądze, musi też mieć z tego zwrot. 

– mówi członek zarządu Stowarzyszenia Niezależnych Operatorów Dystrybucyjnych.

Jak wskazuje, zaletą mniejszych przedsiębiorstw dystrybucyjnych jest to, że są to podmioty prywatne, co powoduje, że są też bardziej elastyczne i potrafią realizować inwestycje zwinniej niż duże podmioty państwowe.

Prywatny właściciel ma inne spojrzenie, on chce zainwestować, ale chce też uzyskać pożytki z tej inwestycji, często również poprzez własne finansowanie, a nie tylko finansowanie w taryfie. Wyzwaniem są w tej chwili przepisy, tzn. małe OSDn-y powinny być trochę bardziej umocowane w ustawie i rozporządzeniach, żeby poszerzyć ich możliwości, i taryfa, czyli żeby uwzględnić zwrot zaangażowanego kapitału, ale i zwrot zaangażowanego kapitału z innych procesów inwestycyjnych, jak na przykład uwolnienie mocy na wprowadzanie energii. To też powinno być u małych OSDn-ów. Myślę, że to będzie następnym etapem pracy nad Kartą Efektywnej Transformacji.

– mówi Marek Dobies.

Ekspert Stowarzyszenia Niezależnych Operatorów Dystrybucyjnych ocenia jednak, że teraz – ze względu na zmiany polityczne – procesy legislacyjne tego typu mogą się wydłużyć, a te utrudnienia mogą się przeciągnąć jeszcze do 2025 roku.

Dla przykładu wspomnę, że sam przepis, który wprowadzał w Polsce zamknięte systemy dystrybucyjne, został zainicjowany przez nasze stowarzyszenie w 2016 roku, a właściwe przepisy w ustawie Prawo energetyczne znalazły się dopiero 7 lipca 2021 roku, czyli po pięciu latach [w 2022 roku do URE wpłynęło osiem zatwierdzonych wniosków o stwierdzenie zamkniętego systemu dystrybucyjnego – red.]. 

– mówi ekspert.

Według danych URE w 2022 roku nakłady inwestycyjne pięciu największych spółek dystrybucji oraz operatora sieci przesyłowej, czyli spółki Polskie Sieci Elektroenergetyczne, wyniosły blisko 9,4 mld zł wobec 7,2 mld zł rok wcześniej. To wciąż o wiele za mało, ponieważ polska sieć elektroenergetyczna – wyeksploatowana i nieprzystosowana do źródeł OZE – wymaga kompleksowej modernizacji: ok. 40 proc. sieci napowietrznych i 33 proc. stacji elektroenergetycznych ma powyżej 40 lat. Co więcej, większość linii w Polsce to linie nadziemne, które są bardzo podatne na uszkodzenia w wyniku warunków pogodowych. Według danych przytoczonych w ubiegłorocznym raporcie ClientEarth w 2019 roku Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) oszacowało sam koszt modernizacji linii średniego napięcia z napowietrznych na podziemne na ok. 48 mld zł.

Zły stan polskich sieci już w tej chwili powoduje problemy w zakresie możliwości przyłączania nowych jednostek wytwórczych. Z raportu ClientEarth wynika, że w latach 2015–2021 polscy operatorzy sieci elektroenergetycznej wydali ponad 6 tys. odmów przyłączenia do sieci, niemal wyłącznie instalacji OZE. Ich łączna moc wyniosła ok. 30 GW, czyli mniej więcej tyle, co moc zainstalowana wszystkich krajowych bloków węglowych. Natomiast w ubiegłym roku padł rekord: URE otrzymał ponad 7 tys. powiadomień o odmowach przyłączenia na łączną moc 51,05 GW. To skokowy wzrost względem 2021 roku, kiedy to było 3,75 tys. odmów na łącznie 14,45 GW. To oznacza, że tylko w ostatnich dwóch latach odmówiono przyłączenia do sieci instalacji o łącznej mocy 65,5 GW.

Analiza ClientEarth pokazuje, że najwięcej odmów ma miejsce na północy kraju (na obszarze działalności Energi i Enei) i często mają one związek z planowanymi morskimi farmami wiatrowymi. Konieczna jest pilna modernizacja tych sieci, aby z przyłączeń mogły również korzystać instalacje słoneczne i wiatrowe zlokalizowane na lądzie. Eksperci podkreślają, że w tej chwili niewydolność sieci już jest ogromną blokadą inwestycji w OZE i coraz większym problemem dla mniejszych, prywatnych inwestorów, którzy dotychczas napędzali w Polsce zieloną transformację.