Kable średnich napięć muszą zejść pod ziemię

Bloomberg

Potrzeba 46 mld zł, by polskie sieci dorównały jakością tym zachodnioeuropejskim – ujawnia „Rzeczpospolitej” Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej.

Inwestycje tego rzędu byłyby potrzebne do zastąpienia napowietrznych linii elektroenergetycznych kablami biegnącymi pod ziemią.

– Wydatki na zmianę struktury sieci średnich napięć (SN – red.) wraz z innymi niezbędnymi inwestycjami wyniosłyby 32,7 mld zł. W przypadku sieci niskich napięć (nn – red.) to koszt rzędu 13,3 mld zł – wskazuje PTPiREE, które zrzesza największych dystrybutorów energii i operatora sieci przesyłowej, czyli Polskie Sieci Elektroenergetyczne.

Chodzi o osiągnięcie poziomu tzw. okablowania sieci porównywalnego do tego w krajach europejskich. Tam udział linii kablowych sięga około 75 proc. w sieciach średnich napięć (SN) i ok. 65 proc. w przypadku sieci niskich napięć (nn). Dzięki temu takie kraje, jak Niemcy, mają najniższy wskaźnik przerw w dostawach bez względu na pogodę.

Daleko za Europą

Polska jest całą epokę do tyłu. U nas pod ziemią leży ok. 25 proc. sieci SN i ok. 33 proc. sieci nn. W niedoinwestowanych sieciach napowietrznych prąd płynie z ogromnymi stratami. Co więcej, są one bardzo wrażliwe na warunki atmosferyczne: nie tylko mróz i opady śniegu, które zimą pozbawiają prądu szereg gospodarstw domowych, ale także gwałtowne wichury. Nawałnice w sierpniu i październiku są tego przykładem.

Koszt odbudowy infrastruktury po obu wydarzeniach Energa szacuje na ok. 30 mln zł. PGE Dystrybucja ocenia wydatki na odtworzenie linii i słupów na kilkanaście milionów złotych. Podobnie wygląda to w Tauronie, gdzie koszty usunięcia sierpniowych awarii wyniosły 1,8 mln zł, ale już wydatki po Ksawerym sięgnęły 13,33 mln zł. Najbardziej poszkodowana była Enea. Spółka co prawda nie ujawniła nam danych dotyczących kosztów napraw, jednak z artykułu w biuletynie PTPiREE „Energia Elektryczna” wynika, że po sierpniowej nawałnicy musiała wydać 42 mln zł. Z naszych informacji wynika zaś, że październikowe wichury mogły kosztować koncern ok. 20 mln zł. Spółki będą odzyskiwać pieniądze od ubezpieczycieli.

Gdzie to się opłaci

Już po sierpniowym żywiole kierujący Energą Daniel Obajtek informował o planach okablowania sieci elektroenergetycznych, głównie na obszarach zalesionych. – Ten temat wróci ze wzmożoną siłą – usłyszeliśmy w innym koncernie w październiku, kiedy Ksawery spowodował masowe awarie na terenach wszystkich dystrybutorów i pozbawił prądu ok. 1,5 mln odbiorców w całej Polsce. Warszawska sieć innogy Stoen – okablowana w 96 proc. na SN i 76 proc. na nn – nie miała wtedy takich problemów. Jednak i w stolicy czerwcowe burze powodowały lokalne wyłączenia, głównie ze względu na zerwane wiatrem kawałki przewodów lub wyłączenia transformatorów.

Niestety, koszty okablowania sieci są znacznie wyższe niż budowa linii napowietrznych. Nie w każdej sytuacji jest to więc optymalne. – Awarie, jakie miały miejsce, wynikały często z zerwania przewodów, uszkodzenia, a nawet złamania słupów żelbetowych, które służą do zawieszenia przewodów linii elektroenergetycznych. Linie napowietrzne, w przeciwieństwie do kablowych, są bardziej narażone na ekstremalne warunki pogodowe, co wyraźnie pokazały ostatnie nawałnice. Rozwiązaniem, które może poprawić sytuację, jest „skablowanie” linii napowietrznych przede wszystkim na terenach leśnych i zadrzewionych. Jest to ponad 41 tys. km linii SN – argumentuje PTPiREE.

Dlatego część spółek już uwzględnia je w planach. PGE Dystrybucja planuje zwiększyć udział sieci kablowej SN w całkowitej jej długości do ok. 30 proc. w 2023 roku. Celów w tym zakresie nie podają ani Tauron, ani Energa. – Podjęliśmy decyzję o stopniowym kwalifikowaniu odcinków napowietrznych linii średniego napięcia do procesu skablowania – mówi nam Adam Kasprzyk, rzecznik Energi, która obecnie ma niespełna 18 proc. sieci SN pod ziemią. Z kolei Tauron, który ma już kable na ok. 36,5 proc. sieci SN, deklaruje dalszą modernizację i automatyzację tych linii. Będzie też kablował linie napowietrzne niskiego napięcia na obszarach miejskich i podmiejskich.

Zdaniem Kamila Kliszcza, analityka DM mBanku, spółki nie przyspieszą takich inwestycji, jeżeli regulator nie obieca im zwrotu wydatków w taryfie. W Urzędzie Regulacji Energetyki usłyszeliśmy, że taki zwrot mógłby być rozpatrywany po ewentualnej weryfikacji wieloletnich planów. Te obecne kończą się na 2019 r. Nie ma jednak rozporządzeń zabraniających modyfikacji wydatków – po uzgodnieniu z URE – w trakcie realizacji bieżących planów. Jak sygnalizuje PTPiREE, polska sieć mogłaby dorównać tej zachodniej najwcześniej w 2035 roku, pod warunkiem wprowadzenia skutecznych zmian prawnych i administracyjnych oraz zapewnienia finansowania.

Mogą Ci się również spodobać

Deficytowy eksport czarnego złota

Wenezuela, Kolumbia i Ekwador coraz więcej tracą na sprzedaży swojej ropy. Kłopoty ma także ...

Słony rachunek za smog

26 mld euro rocznie płacimy za skutki zanieczyszczonego powietrza – wynika z raportu Komisji ...

Co gryzie Gazprom?

Znaki zapytania nad inwestycjami w Turcji, rozszerzeniem Gazociągu Północnego i dostępem do OPAL oraz ...

PGG może się odbić energetyce czkawką

Spółki energetyczne są skłonne wyłożyć 1,5 mld złotych na ratowanie węglowego giganta. Stawiają jednak ...

Tauron ze stratą po półroczu

Około 10 mln zł skonsolidowanej straty netto i ok. 1,65 mld zł zysku EBITDA ...

Orlen wśród największy klientów Rosneft

Chiński CNPC, szwajcarski Glencore i polski PKN Orlen kupują najwięcej ropy u rosyjskiego giganta ...