To oznacza, że co roku z polskich sieci znika ok. 18 terawatogodzin energii z ok. 150 TWh wyprodukowanych w naszym kraju. – Części strat nie da się uniknąć, ale te dane oznaczają, że straty w Polsce są większe od średniej unijnej nawet o połowę – mówi „Rz" prof. Władysław Mielczarski z Politechniki Łódzkiej.

Ekspert, który jest także koordynatorem Unii Europejskiej ds. budowy mostu energetycznego Polska – Litwa, wyjaśnia, że największy problem widać w sieci tzw. niższych napięć, należących do spółek dystrybucyjnych. Natomiast znacznie mniej ubywa energii w trakcie przesyłu sieciami o wysokim napięciu, będącym w gestii spółki PSE Operator, która odpowiada za cały system.

Prof. Krzysztof Żmijewski z Politechniki Warszawskiej szacuje, że straty na sieciach przesyłowych wynoszą zaledwie ok. 3 TWh rocznie, natomiast na liniach dystrybucyjnych – ok. 15 TWh. Jego zdaniem najtrudniejsza sytuacja jest we wschodnich regionach naszego kraju. – Tu są obszary, gdzie straty na przesyle sięgają nawet 19 proc. – dodaje. – Im wyższe napięcie, tym niższe straty.

Długi transfer

Prof. Żmiejewski wyjaśnia, że słabością polskiego systemu jest nawet dwukrotnie mniejsza gęstość niż u naszych zachodnich sąsiadów i spadek napięcia. Jednocześnie odcinki linii są długie, co też powoduje straty.

4 mln złotych kosztuje w Polsce ułożenie 1 km linii napowietrznej 400 kV (jednotorowej)

– Jeżeli na początku linii napięcie wynosi 230 V, to na końcu odcinka może spaść już do 170 – 180 V. Przeciętnego odbiorcy nie interesują straty przesyłowe, ale to, by w gniazdku było odpowiednio wysokie napięcie. Jeśli spada, to wiele energooszczędnych urządzeń po prostu przestaje działać lub nawet ulega zniszczeniu – dodaje prof. Żmijewski.

W krajach Unii Europejskiej – Wielkiej Brytanii, Belgii, Niemczech czy Holandii – linii niskich napięć jest mniej i są mniej widoczne niż w Polsce, gdzie z reguły oplatają każde miasto. To – w opinii ekspertów – korzystne rozwiązanie, bo przesyłanie energii liniami wysokiego napięcia powoduje spadek strat.

Problemem polskiego systemu elektroenergetycznego jest też wiek. – Mamy stare transformatory i stare linie, formalnie nie powinny działać starsze niż 30-letnie, ale w naszym kraju takie właśnie są – podkreśla prof. Żmijewski. Ocenił on stopień dekapitalizacji sieci liczony nie według amortyzacji, ale stanu technicznego, a dane wypadają wyjątkowo niekorzystnie. – Sieci o najwyższym napięciu zdekapitalizowane są w 71 proc., a linie 220 kV – w ponad 80 proc. – mówi ekspert. – W niektórych regionach: Zamojskiem czy Białostockiem, dekapitalizacja linii należących do dystrybucji sięga 90 proc.

Nadrabianie zaległości

Tymczasem im bardziej nowoczesna sieć, tym niższe straty na przesyle.

Autopromocja
Wyjątkowa okazja

Roczny dostęp do treści rp.pl za pół ceny

KUP TERAZ

O konieczności inwestycji w sieci energetyczne w Polsce mówi się wiele. Z jednej strony niezbędna jest rozbudowa systemu, z drugiej – modernizacja. Ale to oznacza olbrzymie wydatki. Plany inwestycyjne ma zarówno PSE Operator, jak i spółki dystrybucyjne. Cztery państwowe grupy energetyczne informują o wydawaniu setek milionów złotych rocznie na nowe linie w spółkach dystrybucyjnych.

Ale realizacja jest trudna nie tylko ze względu na poziom wydatków – bo ułożenie 1 km linii 400 kV kosztuje milion euro. Problemem jest tzw. prawo drogi i negocjacje z właścicielami gruntów, przez które ma przebiegać linia, oraz uzyskanie pozwoleń. Dlatego zdarzają się wręcz kuriozalne sytuacje, gdy budowa trwa nawet ponad dziesięć lat.

masz pytanie, wyślij e-mail do autorki a.lakoma@rp.pl

Kosztowne inwestycje w sektorze

Budowa nowych elektrowni w Polsce, w tym pierwszej atomowej, to też duże wyzwanie dla systemu elektroenergetycznego. Inwestycjom tym musi towarzyszyć budowa kolejnych linii, dzięki którym możliwe będzie przesłanie energii w głąb kraju. Eksperci szacują, że na potrzeby elektrowni atomowej o mocy 3,2 tys. MW musi powstać 1500 km linii 400 kV. A to koszty szacowane na 1,5 mld euro. Jeżeli mają być uruchomione farmy wiatrowe na Bałtyku, to aby energia trafiła do odbiorców, musi najpierw zostać zrealizowana wielka linia wzdłuż polskiego wybrzeża – ponad 300 km – a od niej mniejsze na południe. Eksperci szacują na 200 mld zł koszty koniecznych inwestycji w polskiej energetyce.