Ostatnie silne wiatry i mrozy dały się we znaki zarówno dostawcom energii, jak i jej odbiorcom. Problemy braku prądu w skali całego kraju w szczytowym momencie dotyczyły 20 tys. odbiorców.

Firmy energetyczne wydają rocznie ok. 4,5 mld zł na modernizację i rozwój sieci. Chodzi m.in. o zabezpieczenia przed awariami pogodowymi. Jednak nadal ok. 40 proc. linii średniego i niskiego napięcia wymaga wymiany. A energetycy mówią wprost – nawet najnowocześniejsze linie nie są w stanie zagwarantować tego, że nie zostaną zerwane przez huragan, mokry śnieg czy nie zamarzną.

Z raportu Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej wynika, że łączna długość linii energetycznych w Polsce wynosi 831,7 tys. km – można opleść nimi kulę ziemską na równiku 21 razy. Dla porównania odległość między Ziemią a Księżycem to 384,4 tys. km.

Co roku wymienianych jest kilkadziesiąt tysięcy kilometrów. Ale to nie wystarcza. Jeden ze sposobów na zmniejszenie ryzyka awarii to wycinka drzew – aby wiatrołomy nie upadały na linie przesyłowe i nie niszczyły przewodów bądź słupów. Na przykład Tauron Dystrybucja tylko w 2016 r. wyciął drzewa pod liniami o długości 66 tys. km. Przy modernizacji sieci energetycy stosują materiały coraz bardziej odporne na temperatury – w lecie lepiej znoszą wyższe, a zimą najniższe. Izolatory kabli wytrzymują też większą wilgotność spowodowaną np. mokrym śniegiem. Są też mocniejsze – nie zrywają się już pod naporem śniegu czy przy silnym wietrze (aczkolwiek huragan taki, jak niedawny „Alex”, może już zakłócić ich pracę).

Inwestycje związane są oczywiście nie tylko z pogodą – spółki dystrybucyjne muszą zgodnie z wytycznymi Urzędu Regulacji Energetyki podnosić jakość dostaw i unikać awarii technicznych. Przykładowo sieci są budowane tak, że gdyby doszło np. do awarii sieci po jednej stronie gminy, można ją zaopatrzyć w energię z drugiej strony.

– Na realizację wszystkich inwestycji w 2016 r. Enea Operator przeznaczyła ponad 900 mln zł. Wybudowaliśmy ponad 250 km linii wysokiego napięcia i siedem stacji elektroenergetycznych wysokiego napięcia o strategicznym znaczeniu – wylicza Mateusz Gościniak, rzecznik spółki Enea Operator. – Od 2011 r. znacznie zwiększyliśmy nakłady na inwestycje w sieć elektroenergetyczną. W latach 2011–2014 były to sumy między 800 a 900 mln zł rocznie, w roku 2015 i 2016 przekroczyły 900 mln zł – dodaje.

Z kolei Energa zapowiedziała, że do 2025 r. na inwestycje w sieci dystrybucji przeznaczy w sumie 13 mld zł. Z tej puli 5 mld zł zostanie wydane na poprawę niezawodności dostaw. 4,5 mld zł to wydatki związane z przyłączeniami odbiorców. – Do 2020 r. nasze roczne nakłady na inwestycje w sieci wyniosą 1,5–1,7 mld zł, co w latach 2016–2020 da łącznie ok. 8 mld zł – wylicza Iwona Stanisławek, rzeczniczka PGE Dystrybucja.

Jednak spółki muszą przygotować w budżecie dodatkowe środki na usuwanie awarii powstałych w wyniku ekstremalnych warunków pogodowych. Przykładem są grudniowy orkan „Barbara” i styczniowy „Alex”, który na północy Polski spowodował wichury, zamiecie śnieżne, a w efekcie również awarie energetyczne.

– Tej zimy najtrudniejsza dla nas sytuacja miała miejsce po przejściu huraganu „Barbara” w nocy z 26 na 27 grudnia. Silny wiatr, połamane drzewa i gałęzie na liniach energetycznych przysporzyły sporo pracy. W szczytowym momencie w północno-zachodniej Polsce (to obszar działania naszej spółki) bez napięcia pozostawało 0,8 proc. klientów. Jeszcze kilka lat temu skutki podobnej wichury byłyby dużo większe – przyznaje Mateusz Gościniak.

– Silny wiatr dał o sobie znać również 3 i 4 stycznia. Czas przerw w dostawach nie przekraczał jednak 2–3 godzin. Zasilanie przywracaliśmy dużo szybciej dzięki zmianom konfiguracji pracy sieci, których na bieżąco dokonywali dyspozytorzy. Taka sytuacja miała miejsce 4 stycznia w Świnoujściu, gdzie przed godz. 23 orkan przewrócił drzewo na linię wysokiego napięcia 110 kV zasilającą miasto. Dzięki natychmiastowej reakcji dyspozytorów przerwa trwała tylko dwie minuty – dodaje.

Bez rynku mocy grozi nam blackout?

Pogodowe wyłączenia prądu to jedno. Nam grozi prawdziwy blackout związany z możliwym niedoborem mocy wytwórczych. Polska chce wprowadzić rynek mocy oparty na węglu – w uproszczeniu: płacić elektrowniom węglowym za ich gotowość do produkcji w momencie, gdyby zapotrzebowanie na prąd wzrosło. Unijne propozycje mówiące o maksymalnej emisji CO2 przy tworzeniu rynku mocy wykluczają z niego elektrownie węglowe.

Konieczność wprowadzenia rynku mocy to skutek polityki klimatyczno-energetycznej UE, nakazującej nam zwiększanie udziału odnawialnych źródeł energii (OZE) w produkcji energii elektrycznej. Rozwój dotowanych źródeł odnawialnych doprowadził do utraty rentowności dużej części źródeł konwencjonalnych, kluczowych dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego państwa. Zdaniem Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej (stowarzyszenie sektora elektroenergetycznego) jest ryzyko wycofania przez wytwórców konwencjonalnych nierentownych jednostek, czego skutkiem mogą być deficyty mocy. W przypadku braku bodźców ekonomicznych, w perspektywie 2025 r. wycofanych zostanie w Polsce ok. 10 GW mocy wytwórczych, a problemy ze zbilansowaniem systemu mogą wystąpić już w 2020 r. Rynek mocy wprowadziła już połowa krajów Unii, w tym roku zrobi to Francja.

Wprowadzenie rynku mocy w Polsce według różnych szacunków kosztowałoby każde gospodarstwo domowe dodatkowo od33 zł do 140 zł rocznie. Całkowity koszt według resortu energii to 2–3 mld zł rocznie. Brak rynku mocy według raportu PKEE z sierpnia 2016 r. to wydatki rzędu 10,1 mld zł rocznie. Szacunek uwzględnia m.in. konieczność importu energii i zmianę miksu energetycznego, czyli źródeł wytwarzania.