Firmy z krajowych grup energetycznych angażują olbrzymie fundusze w udoskonalenie systemów dystrybucyjnych. Analizujemy wartość wkładów finansowych operatorów i pytamy o zakres modernizacji, a także o wzbudzającą dyskusje kwestię wielkości korzyści z zainwestowanego kapitału.
Na koniec roku 2024 (zgodnie z najnowszymi dostępnymi danymi Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej) ogólna całkowita długość wszystkich sieci elektroenergetycznych w Polsce przekroczyła 1 mln km. Nasz kraj przecinają sznury i przewody, które przekazują energię z punktów wytwórczych, a poza systemem transmisyjnym znaczącą większość z nich stanowią sieci operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD) — doprowadzające prąd bezpośrednio do klientów.
Dalszy ciąg artykułu pod materiałem wideo Orlen zwiększa udział local content. Szuka Partnerów Energii Jutra
Czytaj też: Farma fotowoltaiczna jak elektrownia węglowa. Dla OZE otwiera się nowy rozdział
Wielka czwórka publicznych operatorów
Kluczowymi operatorami, którzy odpowiadają za zasadniczą część dostaw energii do przedsiębiorstw i gospodarstw domowych, są firmy z czterech sporych państwowych grup energetycznych — PGE, Tauronu, Enei i należącej do Orlenu Energi, jak również z prywatnego Stoenu, który działa wyłącznie na terenie Warszawy.
Funkcjonująca w Polsce wschodniej i centralnej firma PGE Dystrybucja zarządza blisko 304 tys. km linii, a obecna na południu w obszarze od Dolnego Śląska po Małopolskę Tauron Dystrybucja — prawie 259 tys. km. Sieci operującej na zachodzie i północnym zachodzie spółki Enea Operator mierzą ponad 111 tys. km, a obejmującej teren od woj. łódzkiego do Pomorza Energi Operator — ponad 198 tys. km.
W ostatnich latach wszystkie firmy wdrażają znaczące inwestycje w unowocześnienie i rozbudowę swoich sieci, które nie są już najnowsze i powinny być dostosowane do obecnych realiów szybko wzrastającej liczby źródeł odnawialnych i oddających nadwyżki prądu prosumentów. Istotną rolę w finansowaniu tych kosztów odgrywają środki z Krajowego Planu Odbudowy. Jako redakcja Business Insider Polska zwróciliśmy się do czterech głównych operatorów z bardziej precyzyjnymi pytaniami dotyczącymi skali ich projektów.
Sieci mają swój wiek
Inwestycje OSD to w dużym stopniu konieczne odnowienie mocno wyeksploatowanej infrastruktury — zdążyła się ona już postarzeć. Jak informuje nas Ewa Wiatr, rzeczniczka PGE Dystrybucja, średni wiek linii elektroenergetycznych firmy w 2025 r. wynosił prawie 30 lat. Nieznacznie młodsze były przeciętnie stacje transformatorowe PGE, natomiast same transformatory zbliżały się do 23. roku życia.
Również Renata Szczepaniak, rzeczniczka Tauron Dystrybucja, potwierdza, że sieci dystrybucyjne w Polsce w znacznej mierze zostały zbudowane wiele lat temu.
— Dysponujemy liniami i stacjami elektroenergetycznymi nowoczesnymi, ale też takimi, które potrzebują unowocześnienia, aby spełniać obecne wymogi — dużej liczbie źródeł rozproszonych, elektromobilności, zwiększającemu się zapotrzebowaniu przemysłu oraz oczekiwaniom klientów co do jakości i niezawodności dostaw energii elektrycznej — informuje. Dwa lata temu Najwyższa Izba Kontroli alarmowała, że ponad połowa wszystkich linii elektroenergetycznych w Polsce ma więcej niż 30 lat — obecne inwestycje mają to zmienić.
Czytaj też: Inwestycje w sieć elektroenergetyczną pochłoną krocie. “Za nami lata zaniedbań”
Inwestycje w sieci. Miliardy złotych z KPO
Środki z KPO dzielą się na nisko oprocentowane kredyty i bezzwrotne subwencje. Te pierwsze były oferowane operatorom w ramach tzw. Funduszu Wsparcia Energetyki, utworzonego wspólnie przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska oraz Bank Gospodarstwa Krajowego.
Popłyną stamtąd miliardy złotych. Beata Ostrowska, rzecznik Energi Operator, informuje nas o 9,4 mld zł ogólnej linii finansowania z BGK. — Stanowi to blisko 25 proc. całkowitej kwoty nakładów planowanych do realizacji do 2035 r., szacowanych na 40 mld zł — mówi. W minionym roku do Energi wpłynęły dwie pierwsze transze kredytu w wysokości 1,49 mld zł, dzięki czemu firma zrefinansowała inwestycje z lat 2020-2025. 10 mld zł pożyczki łącznie uzyska także Enea Operator, z czego sfinansuje inwestycje realizowane do 2036 r. W przypadku PGE Dystrybucja pełna kwota z Funduszu Wsparcia Energetyki na inwestycje realizowane w latach 2022-2036 wyniesie ok. 10,4 mld zł.
Operatorzy korzystają również z dotacji sfinansowanych z KPO. Spółka dystrybucyjna Enei pod koniec minionego roku zawarła umowę z Narodowym Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) o wartości ok. 1,5 mld zł, co stanowi 75 proc. całości nakładów na projekt. Projekt ma polepszyć jakość dostaw energii na terenach wiejskich, zwiększyć potencjał przyłączania OZE czy wesprzeć cyfryzację sieci.
“Jest to jeden z największych projektów inwestycyjnych w historii firmy i jedno z największych dofinansowań pozyskanych przez Eneę Operator w dotychczasowej działalności” — dowiadujemy się w spółce. Dotację z tego samego programu NFOŚiGW otrzymała PGE Dystrybucja (ok. 1,4 mld zł).
Spółki poszukują także innych źródeł finansowania. Renata Szczepaniak z Tauron Dystrybucja informuje, że śląski dystrybutor realizuje największy program inwestycyjny w swojej historii o przeciętnej wartości ok. 4 mld zł rocznie — z tendencją wzrostową do ponad 6 mld zł w 2035 r. Fundusze z KPO wchodzą w skład tych wydatków, ale, jak zaznacza rzeczniczka, “nie zastępują naszych wkładów własnych”.
— KPO pozwala przyspieszyć część działań, lecz transformacja sieci to proces, który potrwa przez całą dekadę — mówi rzeczniczka dystrybucyjnej firmy Tauronu. Z kolei Beata Ostrowska z Energi Operator podkreśla udział środków pochodzących z taryf wnoszonych przez klientów oraz innych środków pozataryfowych, poza funduszami unijnymi, w tym KPO — na przykład opłat za komercyjne podłączenia do sieci nowych odnawialnych źródeł.
W co inwestują spółki
Fundusze, jakie trafiają do operatorów, są znaczne, czemu dokładnie jednak służą? Odpowiedzi, które otrzymaliśmy, są zbliżone. Spółki inwestują przede wszystkim w budowę, rozbudowę czy modernizację linii elektroenergetycznych wysokiego, niskiego i średniego napięcia oraz stacji transformatorowych; w konsekwencji ma zwiększyć się przepustowość sieci oraz jakość dostaw energii.
— Do kluczowych inicjatyw wpływających na poprawę ciągłości zasilania zalicza się wymianę linii napowietrznych średniego napięcia na linie kablowe — podaje przykład Beata Ostrowska z Energi Operator. Gdańska firma z grupy Orlen szczyci się budową i zmodernizowaniem w 2025 r. 4,5 tys. km sieci, co ma być średnio o 1,5 tys. km wyższym rezultatem niż w latach 2020-2023.
Spora część inwestycji spółek zajmuje również automatyzacja sieci związana np. ze zdalnym sterowaniem czy jej cyfryzacja. Enea Operator digitalizuje swoją sieć także za fundusze z KPO, w tym za subwencję z resortu aktywów państwowych.
Inteligentne technologie mają zwiększać elastyczność sieci, poprawiać komunikację z dyspozytorami oraz wzmacniać odporność infrastruktury na zagrożenia — zarówno naturalne, takie jak skrajne zjawiska pogodowe, jak i na cyberprzestępczość. Ewa Wiatr z PGE Dystrybucja mówi o instalacji liczników monitorujących przepływy mocy i oceniających pracę poszczególnych fragmentów sieci.
Powracającym tematem jest także zwiększanie możliwości przyłączeniowych — po stronie nowych producentów, czyli zwykle jednostek OZE, ale i odbiorców, w tym przemysłu. Energa w 2025 r. podłączyła do swojej sieci blisko 62 tys. nowych odbiorców i 954 MW nowych mocy w OZE, co umocniło jej pozycję jako operatora systemu dystrybucyjnego z największą liczbą podłączonych zielonych źródeł o mocy prawie 11 GW.
Zyski spółek dystrybucyjnych. Dyskusja o WACC
W debacie publicznej na temat operatorów systemów dystrybucyjnych pojawia się jedna sporna kwestia. Jako naturalni monopoliści w swoim działaniu (ciężko wyobrazić sobie dwa równoległe systemy dystrybucyjne na jednym obszarze) spółki mają regulowany dopuszczalny poziom zwrotu ze swojego kapitału.
Tzw. wskaźnik WACC (ang. Weighted Average Cost of Capital — średni ważony koszt kapitału) jest ustalany przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki dla każdego operatora z osobna w oparciu o jednolitą metodykę. Bazowa wartość dla wszystkich na lata 2023-2028 wynosi ok. 7,5 proc.
Według krytyków WACC jest obecnie zbyt wysoki i przekłada się na wysokie stawki taryf dystrybucyjnych dla odbiorców i ponadnormatywne zyski operatorów (a co za tym idzie, całych grup energetycznych). Postulat obniżenia wskaźnika pojawił się w zeszłorocznym projekcie ustawy mającej na celu obniżenie rachunków za energię, jaki przedstawił prezydent Karol Nawrocki. Operatorzy bronią się jednak, że WACC na obecnym poziomie jest niezbędnym warunkiem realizacji inwestycji i stanowi niewielki element opłat wnoszonych przez odbiorców.
Czytaj też: “Jeśli uda się zlikwidować ETS, ceny energii spadną”. Doradczyni prezydenta o systemie handlu emisjami [WYWIAD]
Finansowanie. “Pożyczka nie zmienia fundamentalnej kwestii”
Zapytaliśmy firmy, czy napływ funduszy z KPO mógłby ich zdaniem w przyszłości umożliwić obniżenie wskaźnika WACC. Odpowiedzi są raczej ostrożne.
— Kredyt z KPO stanowi znaczące wsparcie, lecz nie zmienia fundamentalnej kwestii; skala transformacji energetycznej wymaga stabilnych i adekwatnych regulacji w zakresie ustalania taryfy dla usług dystrybucji energii elektrycznej — mówi Renata Szczepaniak, rzeczniczka Tauron Dystrybucja. Dodaje też, że unijne finansowanie nie może zastąpić własnych zasobów operatorów, a WACC ustalany przy określaniu taryf dystrybucyjnych musi odzwierciedlać koszty kapitału i ryzyko inwestycyjne spółek.
W podobnym tonie wypowiada się Ewa Wiatr z PGE Dystrybucja, mówiąc o potrzebie przewidywalności i stabilności przepisów dla OSD.
— Oznacza to potrzebę utrzymania WACC i jego dopasowanie do potrzeb inwestycyjnych w związku z transformacją sektora — zaznacza. Dodaje także, że zwrot z kapitału jest obecnie w całości wykorzystywany przez PGE Dystrybucja na finansowanie rozbudowy i modernizacji sieci.
— W tym kontekście środki z KPO należy traktować jako element struktury finansowania inwestycji, który nie zmienia profilu ryzyka regulacyjnego ani biznesowego operatora i nie stanowi przesłanki do automatycznej korekty poziomu WACC — podsumowuje.
“Zbyt niski WACC natychmiast odczują klienci”
Również Beata Ostrowska z Energi Operator dowodzi, że wskaźnik nie powinien być obniżony.
— Zbyt niski WACC przede wszystkim zmniejszy fundusze własne na inwestycje po stronie OSD, co natychmiast odczują klienci poprzez wzrost liczby odmów przyłączeń do sieci, większą awaryjność sieci, spowolnienie rozwoju OZE i transformacji energetycznej — argumentuje, dodając, że w przypadku obniżki wskaźnika operatorzy poniosą wyższe koszty finansowania zewnętrznego.
Przekonuje też, jak wiele zadań stoi obecnie przed spółką — oprócz wszystkich do tej pory wymienionych, także rozwój elektromobilności czy wsparcie odbioru mocy z morskich farm wiatrowych, a w przyszłości także elektrowni jądrowej.
Jednocześnie firmy dystrybucyjne podkreślają pozytywny wpływ strumienia pieniędzy z KPO. Magdalena Kordys, wiceprezeska Enei Operator ds. finansowych, wskazuje, że dzięki dotacjom Enea może zwiększać swoje nakłady bez przenoszenia dodatkowych kosztów na odbiorców. — W ostatnich dwóch latach wzrost opłat dystrybucyjnych utrzymywał się poniżej poziomu inflacji, przy jednoczesnym rekordowym budżecie inwestycyjnym — mówi.
Podkreśla, że kluczowym źródłem jest przy tym zwrot z zainwestowanego kapitału, którego wartość określa WACC. — Uzyskane środki reinwestujemy w dalszą rozbudowę i modernizację sieci, by sprostać wyzwaniom transformacji energetycznej oraz zapewnić ciągłość i niezawodność dostaw Enei — deklaruje Kordys.
Dziękujemy, że przeczytałaś/eś nasz artykuł do końca. Bądź na bieżąco! Obserwuj nas w Google.