W pierwszych trzech kwartałach 2023 r. sektor dystrybucji energii wydał na inwestycje 7,3 mld zł – to o 2,61 mld zł więcej niż w tym samym okresie roku 2022. Jednak problemy z siecią nie zniknęły. Niektóre narastają, a wielkiego optymizmu wśród firm budowlanych nie widać.
- Artur Więznowski z firmy Elektrotim oczekuje wymiany kadr w spółkach dystrybucyjnych w pierwszym półroczu 2024 r. Nowi decydenci muszą odbudować zespoły i wypracować decyzje adekwatne do nowej sytuacji na rynku i w sektorze energii.
- Andrzej Goławski z Atrem ocenia, że największą bolączką przy współpracy operatorów sieci dystrybucyjnej (OSD) z firmami wykonawczymi były zapisy kontraktów nierównomiernie rozkładające ryzyko po obu stronach umowy.
- Łukasz Zaworski z firmy Apator podpowiada, że do podstawowych celów zakupowych, jak cena i jakość, trzeba dodać cele związane z bezpieczeństwem cyfrowym.
Sektor dystrybucji energii znacząco zwiększa wartość inwestycji. W okresie pierwszych trzech kwartałów 2023 r. cztery największe grupy energetyczne w Polsce w sektorze dystrybucji wydały łącznie 7,36 mld zł, czyli aż o 2,61 mld zł więcej niż w tym samym okresie roku 2022, kiedy wartość inwestycji w obszarze dystrybucji sięgnęła 4,75 mld zł. Firmy, które współpracują z sektorem dystrybucji, są jednak dalekie od optymizmu.
Liczba projektów nie wzrosła; wyższa była ich wartość, ale nie aktywność operatorów
– W roku 2023 nie było wzrostu liczby projektów inwestycyjnych w sektorze dystrybucji. Wystąpił wzrost wartości projektów, w dużej mierze spowodowany powolnym procedowaniem przy wzroście bazy kosztowej (skutek przeniesionych na 2023 r. wzrostów z 2022 roku). Generalnie odczuwalny był niedobór pieniędzy na realizację infrastruktury dystrybucyjnej. Większość projektów realizowana była za względu na wydane warunki przyłączenia farm wiatrowych i fotowoltaicznych – komentuje dla WNP.PL Artur Więznowski, prezes firmy Elektrotim.
W 2023 r. wzrósł odsetek projektów modernizacyjnych i w segmencie fotowoltaiki. Po okresie pandemii i w wyniku wojny na wschodzie budżety inwestycyjne poszczególnych projektów były niedoszacowane, co spowodowało bardzo długie okresy wyboru wykonawców.
Prezes firmy Elektrotim wskazuje, że najniższe oferty przekraczały budżety i konieczne były decyzje zarządu poszczególnych spółek dystrybucyjnych o zwiększeniu finansowania bądź o rezygnacji z realizacji projektu.
Inwestorzy koncentrowali się na najpilniejszych modernizacjach. Inteligentne rozwiązania sieciowe zeszły na drugi plan
Podobnego zdania są przedstawiciele innych spółek pracujących dla sektora dystrybucji energii.
– Nie zauważyliśmy nadmiernej aktywności inwestycyjnej operatorów w porównaniu z latami ubiegłymi. W niektórych lokalizacjach wręcz ta aktywność była mniejsza – myślę tutaj szczególnie o południu Polski – mówi dla WNP PL Andrzej Goławski, prezes firmy Atrem.
W jego ocenie w 2023 r. widoczną zmianą jest brak zadań typu smart grid.
– Widoczne jest zjawisko koncentracji na największych potrzebach związanych z modernizacją sieci, w tych zakresach, które determinują dalszą transformację energetyczną. Nie należy jednak przy tym zapominać o komforcie i stabilności dystrybucji do odbiorców końcowych, na co znaczny wpływ mają rozwiązania typu smart grid – tłumaczy Andrzej Goławski.
Goławski wymienia projekty nowych lub modernizacje istniejących GPZ (Główny Punkt Zasilania) czy też RS (rozdzielnie sieciowe) i innych obiektów sieci dystrybucyjnej wraz z odpowiednim dostosowaniem istniejącej infrastruktury sieciowej, tj. budową i przebudową np. linii napowietrznych i kablowych.
Wzrost popytu w segmencie inteligentnych liczników. Cyfryzacja nie zwalnia
Są jednak i pozytywne głosy dotyczące inwestycji branży dystrybucji.
– Zauważalne wzrosty popytu pojawiły się w sferze związanej z licznikami smart, a także w linii aparatury łączeniowej, której sprzedaż powiązana jest z inwestycjami w branży budowlanej. Inwestycje w energetyce, jeśli rosły, to raczej wybiórczo dla technologii, które związane są z cyfryzacją, modernizacją i wzmocnieniem sieci – komentuje dla WNP.PL Łukasz Zaworski, członek zarządu i dyrektor ds. rozwoju produktów firmy Apator.
Przypomina, że w 2023 r. mieliśmy do czynienia z wysoką inflacją.
– Realny wzrost w sektorze dystrybucji był, ale oceniamy go na około 10 proc. To mniej niż wskazywałyby pilne potrzeby inwestycyjne dla tego sektora – ocenia Łukasz Zaworski.
Zaworski wskazuje na wyraźną zmianę preferencji klientów spółki. Nastąpiła zmiana generacyjna i obecnie liczniki elektroniczne bez komunikacji i bez dwukierunkowego pomiaru już właściwie nie są kupowane.
Główny trend sprzedażowy to liczniki inteligentne, zwane LZO, z pełnymi funkcjonalnościami wymaganymi w Unii Europejskiej (tzw. 10 funkcjonalności minimalnych). Liczniki te posiadają także nowe funkcjonalności, które w innych krajach UE nie są wymagane (np. pomiar i rejestracja współczynników jakościowych energii).
Na przyśpieszenie inwestycji musimy trochę poczekać. Najpierw wymiana kadr, potem nowe decyzje
Firmy pracujące na rzecz sektora dystrybucji energii patrzą z lekkim optymizmem na rok 2024, ale spodziewanych zmian oczekują dopiero za kilka miesięcy.
– Potrzeby nie budzą wątpliwości i są bardzo znaczące. Kalendarz zmian zależy jednak od decyzyjności. Oczekiwana jest wymiana kadr decyzyjnych w pierwszym półroczu 2024 roku, a nowi decydenci muszą odbudować zespoły i wypracować decyzje w nowych uwarunkowaniach – wskazuje Artur Więznowski z firmy Elektrotim.
Podkreśla, że musi też pojawić się dostępne dla inwestorów finansowanie. Jeżeli faktycznie ok. 5 miliardów euro, przewidziane w puli środków z KPO, trafi do dystrybucji, to można mieć nadzieję, że już w drugim półroczu 2024 r. zobaczymy wzrost inwestycji. Jednak czas przygotowania przetargów i ich rozstrzygnięcie może spowodować, że ich realizacja będzie odbywać się na przełomie roku 2024/2025, w roku 2025 i w latach kolejnych.
Jak podpowiada Artur Więznowski, dla spółek współpracujących z OSD pomocne byłoby upublicznianie wieloletnich planów inwestycyjnych z harmonogramem przetargów i rozstrzygnięć na większą skalę niż obecnie.
Większa waga powinna być przypisana do referencji, kadry, jakości wykonania niż do ceny; egzekwowana winna być klauzula rażąco niskiej ceny.
– Firmy wygrywają przetargi niską ceną, a potem mają olbrzymie problemy z realizacją zamówień – mówi Artur Więznowski.
Jego zdaniem trzeba wykluczyć firmy pochodzące z krajów, gdzie łamane są prawa człowieka, wykorzystuje się pracę dzieci lub nie stosuje się programów chroniących klimat. Trzeba uczciwe podejść do ryzyk realizacyjnych – chodzi o definiowanie kar i odpowiedzialności oraz standardowe stosowanie górnego limitu kar w projektach.
– W przypadku kluczowych inwestycji zlecanych podmiotom zagranicznym powinien być wprowadzony, w ramach dopuszczalnych prawnie, wskaźnik europeizacji lub nawet polonizacji kontraktów – podpowiada prezes firmy Elektrotim.
Efektem okresu popandemicznego i sytuacji geopolitycznej jest nadal wydłużony czas dostaw materiałów. Zaprojektowane inwestycje są realizowane pod dużą presją czasu. Dlatego zdaniem Więznowskiego dla wcześniej przygotowanych projektów powinna nastąpić ocena założeń lub zwiększenie elastyczności wykonawcy w zakresie doboru materiałów, jednak przy spełnieniu oczekiwań jakościowych.
Bardzo jednostronne zapisy kontraktów szkodzą wykonawcom, ale w dłuższej perspektywie także zamawiającym
Przedstawiciele innych firm wykonawczych spoglądając w perspektywę rozpoczętego roku doszukują się optymizmu w innych obszarach.
– Myślę, że cała branża czeka na zwiększenie inwestycji w sektorze dystrybucji energii oraz na rynku odnawialnych źródeł energii. Powszechnie znane jest zjawisko ograniczeń w przyłączeniu nowych instalacji OZE wynikających ze stanu infrastruktury dystrybucyjnej, dlatego głęboko wierzę, że przy świadomości i racjonalności operatorów sieci dystrybucyjnej, wraz z odblokowaniem środków z KPO, kolejne projekty będą się pojawiać. Jest to jeden z głównych czynników wpływających na dynamikę transformacji polskiego systemu energetycznego – tłumaczy Andrzej Goławski z firmy Atrem.
W jego ocenie największą bolączką przy współpracy OSD z firmami wykonawczymi były dotąd bardzo jednostronne i trudne zapisy kontraktów, skutkujące brakiem równowagi po stronie rozkładu ryzyk pomiędzy zamawiającym a wykonawcą.
– Często wyłącznie pozornie inwestorzy waloryzowali kontrakty, przerzucając na wykonawców praktycznie takie ryzyka, których nie sposób racjonalnie oszacować na etapie ofertowania. Widać w nastawieniu niektórych zamawiających ostatnio większą otwartość na rozmowę o tych problemach, choć nie wszyscy OSD podchodzą do tego w taki sam sposób – przekonuje Andrzej Goławski.
Różnie też bywa z gotowością zamawiających do rozmowy o wzroście kosztów zarządzania kontraktem, czy z blokowaniem płatności za część wykonanego zadania w przypadku znacznego wydłużenia czasu realizacji z przyczyn niezależnych od wykonawcy.
Bardzo często tak jest w przypadku kontraktów liniowych. W tego typu zadaniach z powodu częstych problemów ze służebnością przesyłu dochodzi do wydłużenia okresu realizacji z powodu braku zgody właściciela danej nieruchomości. Dochodzi do długotrwałych procedur wywłaszczenia, czasem zmieniany jest przebieg trasy, czy MPZ (Miejscowego Planu Zabudowy) – to wszystko może radykalnie zmienić rentowność kontraktu i jego przepływy pieniężne.
– Oczekiwanie, że to wszystko na siebie weźmie wykonawca, finalnie działa na szkodę zamawiających – skutkuje wzrostem kosztów realizacji projektów czy też ograniczeniem liczby składanych ofert w postępowaniach. Nie wspominając już o tym, że wielu wykonawców, pracujących wyłącznie dla OSD, w związku ze słabą kondycją całej branży po prostu nie stać na rozwój i poprawę własnych kompetencji, ponieważ nie mają na to pieniędzy – podsumowuje Andrzej Goławski.
Osiągnęliśmy już granicę naturalnej elastyczności: sieć dystrybucyjna nie nadąży za dalszym rozwojem prosumenckiej energetyki rozproszonej
Przedstawiciele innych spółek zwracają uwagę na jeszcze inne ciekawe zjawisko.
– Zauważamy, że obecne inwestycje w tzw. energetyce rozproszonej, czyli energetyce finansowanej przez samych obywateli i biznes, rosną znacznie szybciej niż wydatki na modernizację sieci. W efekcie łączna skala tych mniejszych, ale bardzo licznych inwestycji, głównie w OZE, ożywiający się sektor magazynowania energii, efektywność energetyczna znacznie przewyższyła już inwestycje w „dużej dystrybucji”, czyli realizowane przez firmy energetyczne. Szacujemy ten młody i rosnący sektor energetyki rozproszonej na kilkadziesiąt miliardów złotych w 2023 r. – wylicza Łukasz Zaworski z firmy Apator.
W jego ocenie osiągnęliśmy już granicę „naturalnej” elastyczności sieci dystrybucyjnej. Żeby kontynuować transformację energetyczną, musimy pilnie zacząć automatyzować naszą przestarzałą i nadal jednokierunkową sieć.
– Powstała wyraźna luka pomiędzy szybko rozwijającą się rozproszoną energetyką obywatelską a nienadążającym z modernizacją sieci sektorem dystrybucji. Sieć musimy stopniowo przekształcić w dwukierunkową „autostradę” energii i informacji o energii. Musimy też dostarczyć bodźców dla samych prosumentów, żeby stali się bardziej elastyczni i byli współodpowiedzialni za bilansowanie (np. taryfy dynamiczne) – dodaje Łukasz Zaworski.
Spodziewa się, że odblokowane środki z KPO, których znaczna transza ma trafić do nas w 2024 r., zostaną wykorzystane w celu zintensyfikowania procesu cyfryzacji i modernizacji sieci, by można było zlikwidować „wąskie gardło”, które już zaczyna hamować transformację w kierunku energetyki obywatelskiej, bezpiecznej i rozproszonej.
Rosnące znaczenie suwerenności technologicznej: sprawdź, od kogo kupujesz
Są i kolejne podpowiedzi zmian.
– Musimy kompletnie zmienić podejście do zakupów w sektorze dystrybucji. Dotychczas zwracaliśmy uwagę wyłącznie na funkcjonalność elektryczną danego urządzenia sieciowego. Mogliśmy więc kupować gotowe, standardowe urządzenia. Jeśli miały odpowiednią jakość i spełniały stosowne normy techniczne, mogliśmy je zakupić w dowolnym miejscu na świecie, kierując się jedynie relacją jakości do ceny – podpowiada Łukasz Zaworski.
Wskazuje, że dziś widzimy, że do energetyki szerokim frontem wchodzą technologie cyfrowe ze zdalną dwukierunkową telekomunikacją, teletransmisją i telesterowaniem. Tu już nie możemy sobie pozwolić na to, by zdalnie sterowane urządzenie kupować od dowolnych, niezweryfikowanych pod kątem cyberbezpieczeństwa dostawców.
– Musimy zatem do naszych podstawowych celów zakupowych, jak cena i jakość, dodać cele związane z bezpieczeństwem cyfrowym – przekonuje przedstawiciel firmy Apator.
Jak tłumaczy, urządzenia cyfrowe pracujące w kluczowej infrastrukturze państwa potencjalnie mogą być narzędziem ataku na sieć energetyczną. Powinny być one zatem gruntowanie badane pod kątem cyfrowego bezpieczeństwa przed dopuszczeniem ich na rynek.
Resorty i instytucje odpowiadające za bezpieczeństwo energetyczne Polski powinny pilnie rozpocząć prace nad opracowaniem wytycznych i regulacji. W międzyczasie powinniśmy, jak radzi Zaworski, po prostu wybierać sprawdzonych europejskich dostawców.
– Co istotne, w całej Europie znaczenia nabiera aspekt suwerenności technologicznej. Europa musi być niezależna w zakresie kluczowych dla gospodarki i bezpieczeństwa technologii i kompetencji. W Polsce także powinniśmy rozwijać myśl techniczną, dbać o miejsca pracy dla inżynierów – dodaje Łukasz Zaworski.
I wskazuje na kolejny aspekt – związany ze śladem węglowym i odpowiedzialnym podejściem do obszaru środowiskowego, społecznego i etyki w biznesie (ESG). Zgodnie z nowym podejściem w całej UE ten aspekt już nie może być dłużej ignorowany. Rola odpowiedzialnych i przemyślanych decyzji zakupowych w energetyce rośnie i staje się kluczowa.
Źródło: wnp.pl
