Straty techniczne w przesyłe i dystrybucji energii elektrycznej, które w starzejących się sieciach w Polsce sięgają nawet 8–10 procent całkowitej energii wprowadzonej do systemu dystrybucyjnego, są jednym z kanałów, przez które wiek infrastruktury sieciowej przekłada się na wyższe ceny dla odbiorców końcowych.
Wiek infrastruktury sieciowej jest jednym z istotnych czynników wpływających na rachunki za energię elektryczną, choć jego znaczenie bywa niedoceniane w publicznej debacie. W Polsce przeciętny wiek linii napowietrznych wysokiego napięcia przekracza 40 lat, a stacji transformatorowych – 35 lat, podczas gdy standardowy okres amortyzacji dla tego typu aktywów wynosi 25–30 lat. Oznacza to, że znacząca część krajowej sieci pracuje w warunkach zwiększonego zużycia technicznego, co generuje dodatkowe koszty operacyjne. Operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) i przesyłowych (OSP) są zobligowani przenieść te koszty na odbiorców w ramach taryf zatwierdzanych przez Urząd Regulacji Energetyki.
Straty energii w sieci elektroenergetycznej są nieuniknione z fizycznego punktu widzenia, ponieważ każdy przepływ prądu przez przewód generuje straty cieplne proporcjonalne do kwadratu natężenia prądu oraz rezystancji przewodu. W nowych liniach rezystancja jest relatywnie niska, a izolacja i geometria przewodów są zoptymalizowane pod kątem minimalizacji strat. Wraz z wiekiem infrastruktury dochodzi jednak do szeregu procesów degradujących: korozja aluminium i stali, poluzowanie połączeń śrubowych, degradacja izolacji kablowej, wzrost rezystancji na złączach oraz odkształcenia mechaniczne przewodów pod wpływem wiatru, oblodzenia i cyklicznych zmian temperatury.
Według raportu Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) za 2025 rok, straty techniczne w sieci przesyłowej najwyższych napięć (400 kV i 220 kV) utrzymują się na poziomie 1,8–2,2 procent przesyłanej energii, co jest wartością zbliżoną do standardów europejskich. Jednak na niższych poziomach napięcia – w sieciach dystrybucyjnych 110 kV, średniego napięcia (15–30 kV) oraz niskiego napięcia (0,4 kV) – sytuacja jest znacznie gorsza. W strefach zasilania operatorów takich jak Tauron Dystrybucja, Enea Operator czy Energa Operator, straty łączne w sieciach dystrybucyjnych sięgają od 7,5 do 9,8 procent wprowadzonej energii. W skali całego kraju daje to roczne straty w sieciach dystrybucyjnych rzędu 6–7 TWh – ilość energii wystarczającą do zasilenia około 2 milionów gospodarstw domowych przez cały rok.
Mechanizm przenoszenia tych strat na ceny dla odbiorców jest w polskim systemie taryfowym przejrzysty, choć dla przeciętnego konsumenta mało widoczny. Operatorzy dystrybucyjni uwzględniają prognozowane straty techniczne w swoich taryfach za usługi dystrybucji, a Urząd Regulacji Energetyki weryfikuje te prognozy i zatwierdza je jako uzasadniony koszt działalności. Oznacza to, że każda megawatogodzina stracona w sieci jest opłacana przez odbiorców końcowych dwukrotnie – raz w cenie energii zakupionej przez sprzedawcę od wytwórcy (która fizycznie nie dotarła do odbiorcy), a drugi raz w opłacie dystrybucyjnej (która pokrywa koszty utrzymania infrastruktury, przez którą ta energia przepływała). Dla przeciętnego gospodarstwa domowego zużywającego 2,5 MWh rocznie oznacza to dodatkowy koszt od 200 do 300 złotych rocznie wynikający wyłącznie ze strat technicznych.
Koszty awarii i przestojów
Starzejąca się infrastruktura sieciowa nie tylko generuje wyższe straty przesyłowe w normalnym trybie pracy, ale także charakteryzuje się wyższą awaryjnością, co przekłada się na koszty związane z nieplanowanymi przerwami w dostawie energii. Według danych Urzędu Regulacji Energetyki, w 2025 roku przeciętny odbiorca w Polsce doświadczył przerwy w dostawie energii trwającej łącznie około 120 minut (wskaźnik SAIDI), co oznacza dalszą poprawę w porównaniu z latami poprzednimi.
Dla porównania, w Niemczech wskaźnik SAIDI wyniósł w tym samym okresie około 127 minut, w Holandii około 45 minut, a w Szwajcarii około 38 minut. Każda minuta przerwy w dostawie generuje koszty – zarówno bezpośrednie dla operatora (związane z wysłaniem ekip naprawczych, wymianą uszkodzonych komponentów, wypłatą kar umownych dla odbiorców), jak i pośrednie dla odbiorców (przestój maszyn produkcyjnych, utrata danych w systemach IT, niedogodności dla gospodarstw domowych).
Operatorzy systemów dystrybucyjnych są zobowiązani do raportowania wskaźników niezawodności, a URE nakłada na nich standardy jakościowe, których niespełnienie skutkuje karami finansowymi oraz koniecznością udzielania bonifikat dla odbiorców. Koszty te są jednak ostatecznie wliczane do taryf dystrybucyjnych jako uzasadnione koszty działalności operacyjnej. W praktyce oznacza to, że odbiorcy płacą za awarie sieci – zarówno te, które już nastąpiły (poprzez składniki taryfy pokrywające koszty napraw i kar), jak i te, które operator chce w przyszłości ograniczyć (poprzez składniki inwestycyjne).
Szczególnie kosztowne są awarie transformatorów rozdzielczych i stacji transformatorowo-rozdzielczych. Transformator energetyczny zaprojektowany jest na 25–30 lat eksploatacji, po czym ryzyko zwarcia wewnątrz uzwojeń, degradacji izolacji olejowej i przebicia elektrycznego wzrasta wielokrotnie. W polskim systemie dystrybucyjnym około 18 procent transformatorów pracuje dłużej niż 40 lat, a w niektórych rejonach wiejskich i przygranicznych odsetek ten jest wyższy. Wymiana jednego uszkodzonego transformatora średniego napięcia o mocy 630 kVA kosztuje operatora od 80 do 150 tysięcy złotych, w zależności od lokalizacji i dostępu, nie licząc kosztów niedostarczonej energii w czasie wymiany.
Konieczność zwiększonych nakładów inwestycyjnych i ich efekt na taryfy
Najbardziej kosztownym długoterminowo skutkiem starzenia się infrastruktury sieciowej jest konieczność ponoszenia rosnących nakładów inwestycyjnych na modernizację i wymianę wyeksploatowanych komponentów. Operatorzy systemów dystrybucyjnych działają na podstawie wieloletnich planów rozwoju (co najmniej 5-letnich), które są przedkładane do zatwierdzenia URE. Plany te muszą uwzględniać zarówno przyłączanie nowych odbiorców i źródeł OZE, jak i wymianę istniejących aktywów, które osiągnęły kres technicznej żywotności. W latach 2025–2030 polscy operatorzy dystrybucyjni zaplanowali łączne nakłady inwestycyjne na poziomie około 85 miliardów złotych, z czego według szacunków PSE znacząca część – około 35–40 miliardów złotych – będzie musiała zostać przeznaczona na wymianę lub modernizację istniejącej, wysłużonej infrastruktury.
Te nakłady inwestycyjne są finansowane z trzech głównych źródeł: środków własnych operatorów (pochodzących z amortyzacji i zysków), kredytów i obligacji oraz przychodów taryfowych. W polskim systemie regulacyjnym głównym źródłem finansowania inwestycji są przychody taryfowe – URE zatwierdza operatorom stopę zwrotu z zaangażowanego kapitału (WACC – Weighted Average Cost of Capital) na poziomie 5,5–6,5 procent w ujęciu realnym, a następnie operatorzy wliczają planowane inwestycje do bazy regulacyjnej, co przekłada się na wzrost opłat dystrybucyjnych dla odbiorców końcowych. Wzrost ten jest odczuwalny zarówno w stałej opłacie za przyłącze (która rośnie wraz z wartością aktywów), jak i w opłacie zmiennej za przesłaną energię (która rośnie wraz z kosztami operacyjnymi, w tym kosztami strat).
Z danych PSE wynika, że w latach 2020–2025 średnia taryfa dystrybucyjna dla gospodarstw domowych wzrosła o około 28 procent w ujęciu nominalnym. Na wzrost ten złożyło się wiele czynników: wyższe straty techniczne, rosnące koszty awaryjności, zwiększone nakłady inwestycyjne na modernizację sieci, a także inflacja i wzrost cen materiałów. Część tego wzrostu można pośrednio przypisać starzeniu się infrastruktury, choć oszacowanie jej dokładnego udziału jest trudne ze względu na nakładanie się innych kosztów systemowych.
Hamulec dla transformacji energetycznej
Starzejąca się infrastruktura sieciowa nie tylko sama generuje wyższe koszty, ale także utrudnia tanią integrację odnawialnych źródeł energii, co pośrednio podnosi ceny energii w systemie. Nowe farmy wiatrowe i fotowoltaiczne wymagają wzmocnienia sieci w miejscach, gdzie tych mocy często brakuje – a ponieważ istniejąca sieć jest stara i niedostosowana do przepływów dwukierunkowych (od prosumenta do sieci), konieczne są kosztowne modernizacje. Według danych PSE, średni koszt przyłączenia nowej mocy OZE do sieci dystrybucyjnej znacząco wzrósł na przestrzeni ostatniej dekady, w dużej mierze z powodu konieczności wymiany starych odcinków linii, które nie wytrzymują zwiększonych obciążeń prądowych.
Dodatkowym problemem jest zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi (tzw. redispatching). Gdy w danym rejonie produkcja z OZE przekracza możliwości przesyłowe sieci, operator systemu musi nakazać ograniczenie generacji (curtailment) – czyli zapłacić wytwórcy za niewyprodukowaną energię – lub uruchomić droższe źródła konwencjonalne w innych rejonach, aby zbilansować system. Koszty redispatchingu w polskim systemie elektroenergetycznym w ostatnich latach znacząco wzrosły, a jednym z powodów są ograniczenia przesyłowe wynikające z przestarzałej infrastruktury.
Wiek sieci a koszty bilansowania i rezerw mocy
Starzejące się komponenty sieciowe mają gorsze parametry dynamiczne – dłuższe czasy reakcji, większe opóźnienia przy zmianach obciążenia, niższą odporność na przeciążenia przejściowe. Dla operatora systemu oznacza to konieczność utrzymywania wyższych rezerw mocy operacyjnej oraz bardziej konserwatywnego planowania pracy sieci. Według danych PSE, w latach 2023–2025 operatorzy systemów dystrybucyjnych zmuszeni byli utrzymywać rezerwy interwencyjne na poziomie średnio wyższym niż w systemie z nowoczesną infrastrukturą. Różnica wynikała głównie z większej awaryjności starych transformatorów i odcinków napowietrznych linii średniego napięcia, które w okresach zwiększonego obciążenia (gorące dni lata, mroźne dni zimy) wykazywały większą podatność na wyłączenia.
Koszty utrzymania tych rezerw są rozliczane w ramach usług systemowych (moc rezerwowa, interwencyjna oraz automatycznego odbudowy napięcia). Są one przenoszone na odbiorców w opłatach systemowych – zarówno w taryfie przesyłowej, jak i dystrybucyjnej.
Zjawisko to ma szczególne znaczenie dla odbiorców przemysłowych, którzy często zawierają kontrakty na energię z tzw. przesyłem elastycznym lub z gwarantowaną niezawodnością dostaw. Operatorzy dystrybucyjni i sprzedawcy w ofertach dla przemysłu uwzględniają wyższe ryzyko awarii sieciowych w rejonach o starszej infrastrukturze, co znajduje odzwierciedlenie w wyższych cenach energii dla przedsiębiorstw zlokalizowanych na takich obszarach. Analizy rynkowe wskazują, że średnia cena energii dla zakładu zlokalizowanego w rejonie o przeciętnym wieku sieci powyżej 40 lat może być wyższa niż dla analogicznego zakładu w rejonie z siecią nowoczesną.