Spis treści
– Udział linii kablowych w liniach SN w Polsce (w 2017 r. ok. 26 proc.) jest jednym z najniższych w Europie. Ponad 41 tys. km linii napowietrznych SN znajduje się na terenach leśnych i zadrzewionych, gdzie skablowanie ma szczególne znacznie dla ograniczenia przyczyn i skutków awarii – napisano w Polityce Energetycznej Polski do 2040 roku (PEP 2040).
– Dla osiągnięcia większej niezawodności pracy sieci konieczne jest sukcesywne kablowanie sieci średniego napięcia. W tym celu w 2021 r. opracowany zostanie krajowy plan skablowania sieci średniego napięcia do 2040 r., a skutkiem jego realizacji będzie zwiększenie udziału linii kablowych w liniach SN w Polsce do poziomu średniej w UE – zapowiedziano w dokumencie.
PEP 2040 został zatwierdzony przez rząd w lutym 2021 r. Choć oficjalnie okrzyknięto go wówczas „dokumentem strategicznym, wyznaczającym kierunki rozwoju tego sektora”, to już wówczas wiadomo było, że jego założenia nie przystają do realiów. Przykładowo założony w dokumencie poziom 5-7 GW mocy w fotowolotaice Polska miała osiągnąć w 2030 r. Tymczasem stało się to już jesienią 2021 r.
Stąd może nikt nie przejął się za bardzo drobną wzmianką o tym, że należy przygotować plan skablowania sieci SN. O tym jednak więcej w dalszej części artykułu. Natomiast sam PEP 2040 ma zostać wkrótce zaktualizowany na fali zmian, które wymuszają skutki rosyjskiej agresji na Ukrainę.
Zobacz więcej: Rząd przyjął założenia do aktualizacji Polityki Energetycznej Polski do 2040 r.
Sieci kontra żywioł
Latem gwałtowne burze, a zimą orkany, regularnie demolują sieci elektroenergetyczne. Przykładowo w lutym 2022 r. na skutek orkanu Eunice w szczytowym momencie bez prądu było ok. 1,4 mln odbiorców.
Najwięcej na terenie działania spółki Enea Operator (ok. 600 tys.), a następnie PGE Dystrybucja (ok. 350 tys.) i Energa-Operator (350 tys.). Najmniej dotkliwy Eunice był dla klientów Taurona Dystrybucji, których do prądu było pozbawionych kilkadziesiąt tysięcy.
Ponadto huraganowe wiatry spowodowały wyłączenie wielu linii najwyższych napięć, które zostały przerwane przez powalone na przewody drzewa lub uszkodzone słupy. Na szczęście nie wpłynęło to na stabilną pracę Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.
Wciąż w pamięci pozostaje jednak atak zimy z kwietnia 2008 r., gdy obfite opady uszkodziły sieć przesyłową zasilającą aglomerację szczecińską. W efekcie w lewobrzeżnej części Szczecina i kilku okolicznych powiatach doszło praktycznie do kilkunastogodzinnego blackoutu, który m.in. wstrzymał kursowanie komunikacji tramwajowej, a także pracę w stoczniach, porcie czy Zakładach Chemicznych Police.
W reakcję na tę katastrofę energetyczną w kolejnych latach Polskie Sieci Elektroenergetyczne rozbudowały swoją infrastrukturę na Pomorzu Zachodnim, aby zwiększyć bezpieczeństwo dostaw w tej części kraju.
Nie trzeba jednak sięgać daleko w przeszłość, aby szukać innych przykładów śnieżnej destrukcji linii elektroenergetycznych. Na początku kwietnia tego roku mokry śnieg, pod którego ciężarem łamały się drzewa, doprowadził do licznych awarii na terenie działania spółki PGE Dystrybucja. Przerwy w dostępie do energii elektrycznej dotknęły ponad 280 tys. odbiorców.
Wiatr czasu
Jak widać natura nie oszczędza sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. Nic nie wskazuje też na to, aby miało się to odmienić, bo zmiany klimatyczne prowadzą do coraz gwałtowniejszych zjawisk pogodowych.
Nie jest też tajemnicą, że wydatki na rozwój i modernizację sieci – zwłaszcza tych dystrybucyjnych – są za małe w stosunku do potrzeb. Te natomiast nie wynikają tylko z niszczycielskich sił natury, ale też z wieku sieci.
Według ostatnich dostępnych na ten temat danych Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, na koniec 2017 r. w przypadku linii napowietrznych więcej niż 40 lat miało 42 proc. sieci wysokiego napięcia, 37 proc. średniego napięcia oraz 31 proc. niskiego napięcia. W przedziale 25-40 lat znajdowało się ich natomiast kolejno 34 proc., 39 proc. oraz 35 proc.
Dlatego potrzebna jest nie tylko rozbudowa majątku sieciowego, ale też jego odtworzenie. To natomiast powinna odbywać się głównie poprzez kablowanie sieci, czyli jej umieszczenie pod ziemią, gdzie będzie mniej narażona na awarie.
W 2019 r. PTPiREE oszacowało koszt zwiększenia udziału skablowanych linii średniego napięcia z 27 proc. do 75 proc. na ok. 48 mld zł. Przy planowanych nakładach spółek dystrybucyjnych osiągnięcie tego celu przewidywano dopiero w 2070 r.
Trzeba jednak pamiętać, że te wyliczenia tworzono przed pandemią COVID-19, której gospodarcze skutki dały ogromny impuls inflacyjny w budownictwie. Obecnie jest on dodatkowo napędzany przez rosyjską agresję na Ukrainę. Stąd szacunki PTPiREE z 2019 r. można jedynie wspominać z rozrzewnieniem, a potencjalne koszty i termin realizacji takiego zadania pozostaje zagadką.
Zobacz też: Spawacze z budowy gazociągów pojechali na wojnę
Wiatr wojny przywiał czarne chmury nad OZE
W poszukiwaniu zaginionego planu
Może byłby mniejszą zagadką, gdyby zapisane w PEP 2040 zadanie do zrealizowania, czyli opracowanie planu skablowania sieci SN, zostało wykonane. Wśród podmiotów odpowiedzialnych za jego przygotowanie wskazano operatorów systemów dystrybucyjnych oraz Urząd Regulacji Energetyki.
Już samo ustalenie tego, czy taki dokument powstał, nie było proste. Biuro prasowe URE na pytania w tej sprawie, które wysłaliśmy w 21 lutego, dotychczas – mimo zapowiedzi – nie odpowiedziało. Stanowiska nie zajęła też Energa Operator.
Ewa Groń, rzecznik Taurona Dystrybucji, przekazała nam, że „w pracach dotyczących jego założeń uczestniczyły wszystkie spółki OSD”. Natomiast Karol Łukasik, rzecznik PGE Dystrybucji, napisał nam, że „spółka nie uczestniczyła w pracach przy opracowaniu krajowego planu skablowania sieci średniego napięcia do 2040 r. Taki dokument nie został utworzony”. Z kolei Mateusz Gościniak biura prasowego Enei Operator pytany o kwestie związane ze skablowaniem sieci do tego wątku się nie odniósł.
Ustalanie tego, czy ten plan w końcu powstał, Ministerstwu Klimatu i Środowiska, czyli resortowi odpowiedzialnemu za stworzenie PEP 2040, zajęło ponad trzy tygodnie.
– Informujemy, że w 2021 r. nie został opracowany krajowy plan skablowania sieci średnich napięć do 2040 r. W kolejnych latach weryfikowana będzie potrzeba jego przygotowania. Operatorzy systemów dystrybucyjnych opracowują i realizują swoje indywidualne plany rozwoju sieci. Plany obejmują zakresem również inwestycje dotyczy skablowania, a jednocześnie pokrywają całą powierzchnię kraju – czytamy w odpowiedzi biura prasowego resortu klimatu.
Jednocześnie dowiedzieliśmy się z niej również, że „infrastruktura sieci średnich napięć ma bardzo duży wpływ na wielkość wskaźników niezawodnościowych i jakość ciągłości dostaw”.
– Z tego względu standardy projektowania i budowy sieci powodują, że nowe inwestycje związane z budową linii SN realizowane są głównie w technologii kablowej. Jednocześnie w celu ograniczenia wpływu zjawisk pogodowych (losowych) i poprawy niezawodności pracy sieci dystrybucyjnej energii elektrycznej związanych z istniejącymi sieciami, sukcesywnie realizowana jest przebudowa linii napowietrznych SN na linie kablowe – wskazał resort.
– W szczególności operatorzy systemów dystrybucyjnych konsekwentnie realizują przebudowy napowietrznych linii SN na linie kablowe na obszarach leśnych i zadrzewionych. Według informacji PTPiREE w 2021 r. udział linii kablowych we wszystkich liniach SN wyniósł 29 proc. – podsumował.
Ostatnie porównywalne dane dla wszystkich spółek, którymi dysponujemy, dotyczą stanu na koniec 2021 r. Prezentujemy je na poniższej infografice.
Wśród spółek Tauron Dystrybucja ogłosił pod koniec lutego, że chce osiągnąć poziom 75 proc. linii skablowanych SN do 2040 r. Plany pozostałych trzech państwowych dystrybutorów nie są znane, a działający na terenie stolicy Stoen Operator – z uwagi na miejską specyfikę swojej działalności – tylko niewielki procent infrastruktury posiada w sieciach napowietrznych.
Karta prawdę ci powie
Choć plan skablowania nie powstał, to zarówno Tauron i Enea, a także PTPiREE, w przesłanych nam odpowiedziach wskazują na zespół „Karty Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki”, który prezes URE powołał w październiku 2021 r.
Jak podkreślił Wojciech Tabiś, dyrektor biura PTPiREE, zespół zajmuje się „ograniczonymi możliwościami inwestycyjnymi operatorów i wyzwaniami dotyczącymi dynamicznych zmian na rynku energii elektrycznej”.
– Zespół powinien zakończyć swoje prace w połowie 2022 r., tak aby wypracowane rozwiązania mogły znaleźć odzwierciedlenie w decyzjach dotyczących finansowania inwestycji w tym skablowania sieci elektroenergetycznych na następne lata. Decyzje te obejmują również zaplanowane procesy skablowania sieci – przekazał Tabiś portalowi WysokieNapiecie.pl.
Zaznaczył również, że w ostatnich latach budowa nowych linii niskiego i średniego napięcia oraz stacji SN w znacznej mierze dotyczy wzrostu możliwości przyłączenia do sieci nowych instalacji prosumenckich. Łączne nakłady inwestycyjne pięciu operatów sieci dystrybucyjnych wyniosły w 2021 r. ok. 6,25 mld zł, z czego 224 mln zł przeznaczono na przyłącza.
– Niestety znaczący wzrost nakładów na przyłączanie do sieci oraz rozbudowę sieci na potrzeby przyłączeń, spowodował spadek nakładów na odtworzenie majątku sieciowego w tym na planowany proces skablowania linii średniego napięcia – stwierdził Tabiś.
Na początku 2022 r. Rafał Gawin, prezes URE, mówił, że należy rozważyć, czy wparcia kierowanego dotychczas na budowę OZE nie należy przesunąć na rozbudowę sieci. „Transformacja na jej obecnym etapie wymaga bowiem rozbudowy sieci, a OZE przy dzisiejszych cenach energii radzą sobie same” – oceniał wówczas Gawin.
Z kolei w marcu tego roku Gawin informował, że sektor dystrybucji wstępnie szacuje, że do 2030 r. będzie musiał wydać niemal 100 mld zł na swoje zadania, digitalizację sieci oraz na przyłączenie OZE, które mają umowy bądź wydane warunki przyłączenia.
Przesył też kabluje
Co w temacie kablowania sieci mają natomiast do powiedzenia PSE? Maciej Wapiński z biura prasowego spółki wyjaśnił, że w przypadku linii najwyższych napięć – od 220 kV – sieci kablowe znajdują zastosowanie przede wszystkim na krótkich odcinkach.
– Głównie na terenie stacji elektroenergetycznych lub w miejscach, gdzie zachodzi taka konieczność, ze względu na zastosowane technologie pozostałych urządzeń. Budowane są także w miejscach, w których z powodów trudności technicznych nie ma możliwości postawienia linii napowietrznej, np. w gęstej zabudowie miejskiej – poinformował Wapiński nasz portal.
Jak dodał, rozwiązania kablowe o napięciu do 220 kV stają się coraz bardziej powszechne. Obecnie najdłuższa linia tego typu o napięciu 220 kV powstaje na warszawskim Żeraniu do tamtejszej elektrociepłowni i będzie miała długość ok. 4 km. Kablowanie linii 400 kV nadal stosuje bardzo rzadko – jest to bardzo kosztowna technologia, a związane z jej stosowaniem nakłady są niewspółmierne do oczekiwanych korzyści, np. społecznych.
– Linie kablowe mają liczne zalety: odporność na ekstremalne zjawiska pogodowe, brak widocznych słupów i przewodów, możliwość ułożenia w pobliżu istniejącej pozostałej infrastruktury podziemnej, jak i nadziemnej, np. dróg czy torów kolejowych. Najpoważniejszą wadą są koszty, znacznie przewyższające koszt budowy linii napowietrznych. Dodatkowo na czas budowy konieczne jest zajęcie i rozkopanie dość szerokiego pasa terenu – zaznaczył Wapiński.
Osobną kwestią są linie najwyższych napięć prądu stałego, używane przy bardzo długich połączeniach, np. przy podmorskich interkonektorach. W ich przypadku duży wpływ na cenę inwestycji mają tzw. stacje przekształtnikowe, służące do zmiany prądu stałego na zmienny, które znajdują się na obu końcach kabla.
– Każda taka inwestycja jest bardzo złożona i trudno porównywać jej koszty z innymi tego rodzaju projektami. W tej technologii zbudowany jest m.in. SwePol Link – interkonektor Polski ze Szwecją oraz budowane połączenie z Litwą, czyli Harmony Link – podsumował Wapiński.
