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 agencji Newseria Biznes 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 – mówi Marek Dobies. – 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.

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.