Koniec SF6 coraz bliżej. Czy Europa zdąży zbudować sieci bez technologicznego wąskiego gardła?

Europa potrzebuje ok. 584 mld euro inwestycji w sieci elektroenergetyczne do 2030 r. Jednocześnie zaczyna wymieniać jeden z technicznych fundamentów nowoczesnych rozdzielnic. Od 1 stycznia 2026 r. pierwsza grupa aparatury podlega ograniczeniom dot. F-gazów. Natomiast od 2032 r. zasadniczy wymóg GWP < 1 obejmie urządzenia powyżej 145 kV lub powyżej 50 kA. Jednak im wyższe napięcie, tym trudniej zastąpić SF₆ rozwiązaniem równie kompaktowym, dojrzałym i dostępnym przemysłowo.

Trzy trudne zadania przed Europą

Nie jest to jedynie kolejny etap polityki klimatycznej. Europa musi sprostać równocześnie trzem wyzwaniom. Czeka ją rozbudowa sieci, ograniczenie SF₆ oraz wdrożenie nowych technologii wysokonapięciowych w skali przemysłowej.

Komisja Europejska szacuje potrzeby inwestycyjne sieci do 2030 r. na ok. 584 mld euro. Duża część tej kwoty przypada na sieci dystrybucyjne. Ponadto zużycie energii elektrycznej w UE może wzrosnąć do 2030 r. o ok. 60 proc. w porównaniu do danych za 2023 r. W związku z tym tysiące stacji zostanie zmodernizowanych lub zbudowanych od zera. Inwestycje zaczną się dokładnie wtedy, kiedy przemysł zmieni kluczową dla nich technologię.

SF₆ był niemal idealny, dlatego tak trudno go zastąpić

Heksafluorek siarki nie bez powodu zyskał takie znaczenie na rynku. Ten bezbarwny i bezzapachowy gaz nieorganiczny ma bardzo dobre właściwości dielektryczne. Jednocześnie skutecznie wspiera przerywanie prądu w odpowiednio zaprojektowanych wyłącznikach. Pozwala to na budowę zwartej aparatury, co ma znaczenie zwłaszcza w GIS – rozdzielnicach w izolacji gazowej.

W uziemionych metalowych obudowach mieszczą się szyny, odłączniki, uziemniki, wyłączniki oraz pozostałe elementy pola. Dzięki temu GIS zajmuje znacznie mniej miejsca niż klasyczna instalacja AIS. Jest to zaleta szczególnie widoczna w miastach, przemyśle oraz offshore.

Bilans klimatyczny dostarcza jednak kwestii, którą dyplomatycznie można określić jako nieco kłopotliwą. Mianowicie wg obecnego rozporządzenia GWP100 SF₆ wynosi 24 300. To znaczy, że kilogram SF₆ odpowiada pod tym względem 24,3 tony CO₂.

Gdyby tego było mało, należy pamiętać, że gaz pozostaje w atmosferze przez bardzo długi czas. Ryzyko emisji dot. całego cyklu życia aparatury. Mowa tu o produkcji, napełnianiu, serwisie, wyciekach, awariach, odzysku oraz likwidacji niesprawnego już urządzenia. SF₆ pełni w tym czasie kilka funkcji. Dlatego jego zastąpienie to nie jest prosta wymiana gazu na inny, który wlejemy do tej samej konstrukcji. Obecność nowej substancji każe rozważyć zmianę warunków izolacyjnych urządzenia. Należy też wziąć pod uwagę jej wpływ na ciśnienie, temperaturę pracy, geometrię i wymiary. Poza tym może się okazać, że konieczne będą również zmiany w komorze wyłącznika i napędzie.

CIGRE wskazuje również na ograniczenia dot. obciążalności, temperatury oraz kompaktowość nowych konstrukcji. W technologii próżniowej dochodzą natomiast problemy charakterystyczne dla najwyższych poziomów napięcia.

Unijny zegar już ruszył – jakie są najważniejsze daty?

Rozporządzenie 2024/573 nie wprowadziło jednej daty, zgodnie z którą ma nastąpić koniec SF₆. Stworzyło harmonogram, w ramach którego na uwagę zasługują cztery terminy:

1. 1 stycznia 2026 r. Obowiązujący już zakaz obejmuje wprowadzenie do użytku rozdzielnic średniego napięcia do 24 kV włącznie. Dot. dystrybucji pierwotnej i wtórnej oraz stosowania F-gazów jako medium izolacyjnego lub gaszącego.
2. 1 stycznia 2028 r. Od tej daty aparatura powyżej 52 kV do 145 kV włącznie oraz do 50 kA musi zasadniczo wykorzystywać rozwiązania o GWP poniżej 1.
3. 1 stycznia 2030 r. Wówczas zakaz analogiczny do tego, który obowiązuje od 1 stycznia 2026 r. obejmie zakres powyżej 24 kV do 52 kV włącznie.
4. 1 stycznia 2032 r. Wymóg obejmie aparaturę powyżej 145 kV lub o prądzie zwarcia powyżej 50 kA.

Przepisy mówią o oddaniu do eksploatacji urządzenia, a nie o jego wyprodukowaniu. Uwzględniają jednak wyjątki. Np. ponowne uruchomienie istniejącej aparatury w innym miejscu w UE niż to, w którym wcześniej działała nie stanowi nowego wprowadzenia do użytku.

Ponadto KE wskazuje wyjątek dot. określonych urządzeń zamówionych przed 11 marca 2024 r. Regulacja uwzględnia też części zamienne oraz niektóre rozbudowy istniejących instalacji.

Czy GWP < 1 to dopiero początek kaskady regulacji?

Przepisy dla wysokich napięć nie zakładają, że każdego dnia po wejściu zakazu rynek zapewni pełny wybór urządzeń. Podstawowym rozwiązaniem pozostaje GWP < 1. Jeżeli jednak rynek nie zapewni właściwego urządzenia, przepisy uruchomią mechanizm odstępstw na różnych poziomach.

Pierwszy poziom pozwala zastosować F-gaz o GWP poniżej 1000. Operator musi jednak wcześniej przeprowadzić odpowiednie postępowanie zakupowe. Powinno ono uwzględniać rzeczywiste wymagania techniczne danej aplikacji.

W pierwszych dwóch latach po odpowiednim terminie regulacyjnym znaczenie ma również poziom konkurencji. Brak ofert albo oferty wyłącznie od jednego producenta mogą wówczas uzasadnić przejście do kolejnego poziomu. Nie nastąpi to jednak, jeśli upłynie ów dwuletni okres.

Jeżeli w postępowaniu zakupowym nie wpłynie żadna oferta na aparaturę wykorzystującą F-gaz o GWP < 1000, dopuszczalne może być oddanie do eksploatacji aparatury wykorzystującej medium o GWP wynoszącym co najmniej 1000. System dopuszcza więc SF₆ w stosownych przypadkach.

Dla urządzeń > 145 kV po 2032 r. hierarchia wygląda zatem następująco:

• GWP < 1,
• przy spełnieniu warunków odstępstwa GWP < 1000,
• przy dalszym braku odpowiedniej oferty ≥ 1000.

Mechanizm ten pełni rolę bezpiecznika. Ma zapobiec sytuacji, w której formalny zakaz zatrzyma budowę potrzebnej stacji.

Postępowanie zakupowe ma badać rynek, a nie tworzyć furtkę dla nadużyć

Operator nie może po prostu uznać, że dana alternatywa jest niedostępna. Postępowanie zakupowe ma na celu uwzględnienie rzeczywistych wymagań konkretnej stacji. Może to być np. gabaryt, poziom izolacji, parametry zwarciowe czy temperatura pracy.

Nie bez znaczenia jest także termin dostawy. Aparatura dostępna katalogowo nie zawsze może obsłużyć konkretną inwestycję. Jednocześnie zamawiający nie powinien tworzyć sztucznych wymagań. Nie może wpisywać zbędnych parametrów tylko po to, aby wykluczyć technologię zgodną z ograniczeniami F-gazowymi.

Komisja dopuszcza natomiast jedno neutralne technologicznie postępowanie. Może ono zbadać dostępność rozwiązań na kolejnych poziomach kaskady. Jednak, jak podkreśla sama KE wiążącą wykładnię prawa UE może ostatecznie przedstawić Trybunał Sprawiedliwości.

Czy koniec SF₆ to także koniec F-gazów?

Urządzenie wolne od SF₆ nie wykorzystuje tego związku, jednak nadal może zawierać inny fluorowany gaz cieplarniany. Natomiast urządzenie, które nie korzysta z F-gazów w medium izolacyjnym lub gaszeniowym to nieco inna kategoria.

Jedną z alternatyw dla SF₆ stanowi fluoronitryl C4-FN. Wg rozporządzenia 2024/573 związek ten ma GWP100 wynoszące 2750. Producenci nie stosują jednak czystego C4-FN. Używają niewielkiego udziału fluoronitrylu w mieszaninach z innymi gazami. Dlatego GWP całej mieszaniny może spaść poniżej 1000. Takie rozwiązania radykalnie ograniczają ślad klimatyczny względem SF₆, nie eliminując przy tym wszystkich F-gazów.

Przykładem jest technologia g³ rozwijana przez GE Vernova. W maju 2025 r. firma poinformowała o dwóch projektach GIS 420 kV w Norwegii. Urządzenia trafią do Statnett i Equinor. Rozwiązania wolne od SF₆ dotarły już zatem do klasy 420 kV.

Jednocześnie technologia oparta na fluoronitrylu pozostaje istotna z punktu widzenia unijnej kaskady. Nie należy jej więc utożsamiać z rozwiązaniem pozbawionym całkowicie F-gazów.

GIS, AIS, Live Tank i Dead Tank jako odpowiedź na pozostałe problemy

Samo określenie, że mamy do czynienia z urządzeniem 420 kV niewiele mówi o jego konstrukcji. W AIS główną izolację między wieloma elementami zapewnia powietrze atmosferyczne. Aparatura pozostaje więc do pewnego stopnia przestrzennie rozproszona.

Z kolei w wyłączniku Live Tank zespół wyłączający znajduje się na potencjale wysokiego napięcia. Izolatory oddzielają go od ziemi. Natomiast w Dead Tank Breaker metalowy zbiornik pozostaje w potencjale ziemi. Wewnątrz znajduje się zespół wyłączający wraz z medium izolacyjnym.

GIS jest jeszcze większym wyzwaniem. Tam medium izoluje nie tylko część wyłącznikową. Odpowiada również za izolację szyn, odłączników, uziemników i pozostałych elementów pola. Dlatego bez SF₆ wyłącznik Live Tank 420 kV nie rozwiązuje automatycznie problemu kompletnego GIS 420 kV.

Dobry przykład stanowi Hitachi Energy. W sierpniu 2024 r. firma poinformowała o dostawie pierwszego w Chinach bez SF₆ wyłącznika Dead Tank 420 kV. Jednak DTB nie jest kompletną rozdzielnicą GIS. Jednocześnie Hitachi rozwija również GIS 420 kV. W tej konstrukcji firma stosuje mieszaninę C4-FN, CO₂ oraz O₂.

Oznacza to, że rynek 420 kV nie pozostaje już wyłącznie na poziomie laboratoryjnym. Stopień dojrzałości zależy jednak od konkretnej technologii i typu urządzenia.

Jakie problemy występują w GIS?

Przede wszystkim w GIS należy rozwiązać dwa problemy. Chodzi o wyłączanie i izolację. W wyłączniku kluczowe znaczenie ma bezpieczne przerwanie prądu. Dot. to również dużych prądów zwarciowych. Po otwarciu styków układ musi wygasić łuk, a następnie szybko odbudować odpowiednią wytrzymałość dielektryczną przerwy.

W innych częściach GIS głównym zadaniem medium pozostaje natomiast izolacja elektryczna. SF₆ bardzo dobrze łączy obie funkcje. Nowe konstrukcje mogą je jednak rozdzielić. Jedna ścieżka wykorzystuje mieszaniny gazowe zarówno do izolacji, jak i pracy aparatu łączeniowego. Dot. to m.in. rozwiązań z C4-FN. W drugiej ścieżce próżnia służy do przerywania prądu. Pozostała część aparatury korzysta wtedy np. z technicznego lub syntetycznego powietrza.

Tzw. clean air składa się z azotu i tlenu. Nie zawiera F-gazów, a jego GWP wynosi 0. Nie zapewnia jednak takich samych parametrów izolacyjnych jak SF₆ przy identycznych warunkach. Konstruktorzy muszą więc odpowiednio dobrać ciśnienie, odległość i geometrię. W końcu kompaktowość stanowi jedną z najważniejszych zalet tej technologii.

Próżnia przy 420 kV a problem skalowania

Próżnia od wielu lat dominuje w znacznej części zastosowań średniego napięcia. Przejście do 420 kV nie polega jednak po prostu na powiększeniu komory.

Wytrzymałość dielektryczna przerwy próżniowej nie rośnie proporcjonalnie do odległości między stykami. Jednocześnie przy 420 kV zwiększają się wymagania wobec napięcia powrotnego.

W 2022 r. CIGRE wskazało, że konstrukcje 245 kV mogą zmierzać do jednej przerwy. Natomiast dla 362/420 kV prawdopodobnym rozwiązaniem są dwie przerwy szeregowe. Taki układ zwiększa złożoność mechaniczną i elektryczną. Konstruktor musi też kontrolować podział napięcia między komorami.

Wiele przerw jest problemem nie tylko próżni. Takie rozwiązanie stosowano już wcześniej w konwencjonalnych wyłącznikach najwyższych napięć.

Także część konstrukcji gazowych wykorzystuje więcej niż jedną przerwę. Dlatego sama liczba komór nie przesądza o dojrzałości technologii. Sedno problemu leży gdzie indziej. Nowe rozwiązanie musi osiągnąć wymagane parametry zwarciowe i izolacyjne. Ponadto powinno zachować akceptowalne gabaryty i trwałość.

Clean air i próżnia mają wejść do kompletnego GIS 420 kV

Jedną z najważniejszych europejskich prób tej ścieżki stanowi projekt LIFE Blue 420 kV GIS. Siemens Energy realizuje go z belgijskim operatorem Elia. Projekt ruszył 1 października 2024 r. i potrwa do 30 września 2028 r. Celem jest kompletna rozdzielnica GIS 420 kV bez F-gazów. Konstrukcja wykorzystuje clean air do izolacji oraz próżnię do wyłączania.

Program obejmuje rozwój urządzenia i badania typu. Następnie Siemens zainstaluje pilotażowe pole w stacji w Elia w Vilvoorde. GIS 420 kV wolne od SF₆ istnieje już jako produkt w innych technologiach. Natomiast ścieżka clean air plus vacuum nadal przechodzi demonstrację na tym poziomie napięcia.

Jednakże pojedynczy projekt nie oznacza jeszcze dojrzałego rynku. Operator potrzebuje różnych konfiguracji, odpowiednich parametrów oraz badań typu. Niezbędny jest także serwis, gwarancja i wieloletnia dostępność części. Ponadto istotna pozostaje liczba dostawców oraz ich zdolność produkcyjna.

420 kV wychodzi poza laboratorium, ale pełnej zmienności jeszcze nie ma

Rynek zmienia się bardzo szybko. W sierpniu 2026 r. Hitachi Energy poinformowało o kolejnym ważnym zamówieniu. TenneT Germany wybrał bez SF₆ wyłącznik Live Tank 420 kV o znamionowym prądzie wyłączalnym zwarciowym 80 kA.

Jeszcze niedawno właśnie wysokie wartości prądu zwarciowego stanowiły jeden z istotnych obszarów rozwoju nowych konstrukcji. Ale sama wartość 420 kV nadal nie gwarantuje zamienności. Operator potrzebuje właściwego znamionowego prądu wyłączalnego zwarciowego. Ważny jest również prąd znamionowy oraz wymagany poziom izolacji. Znaczenie ma także konfiguracja szyn, minimalna temperatura pracy i wymiary pola. W istniejącej stacji liczy się ponadto kompatybilność z obecną infrastrukturą.

Fabryki jako następne wąskie gardło?

Rozwiązanie problemów technicznych nie gwarantuje dostawy urządzenia w wymaganym terminie. Transformacja energetyczna zwiększa popyt na transformatory, kable i aparaturę sieciową. Przemysł musi więc jednocześnie rozwijać nowe technologie oraz zwiększać produkcję.

Międzynarodowa Agencja Energetyczna pokazała skalę problemu w lutym 2025 r. Zamówienie kabli przesyłowych trwa obecnie zwykle od dwóch do trzech lat. Na duży transformator trzeba natomiast czekać cztery lata. Z kolei specjalistyczne kable prądu stałego mogą wymagać ponad pięciu lat.

SPRAWDŹ TAKŻE: Rezerwa transformatorowa dla Polski. Cztery lata oczekiwania na kluczowe urządzenie

IEA ocenia też, że średnie czasy pozyskania kabli i dużych transformatorów niemal podwoiły się od 2021 r. Raport nie dowodzi jednak, że identyczny problem wystąpi z nowymi rozdzielnicami. Pokazuje jednak presję, pod którą już działa przemysł sieciowy.

Nowe platformy rozdzielnic mogą dołożyć kolejne wymagania. Producent musi przygotować nowe komponenty, procesy montażowe oraz badania. Ponadto zwiększanie mocy produkcyjnych wymaga inwestycji i wykwalifikowanych pracowników. IEA wskazuje, że producenci już podejmują takie działania, ale zwiększenie podaży wymaga czasu. Może więc powstać nowy problem. Produkt będzie dostępny technicznie, lecz przemysł nie dostarczy go w potrzebnej liczbie lub terminie.

Sieć nie może czekać na idealną technologię

Presja podażowa nakłada się na ogromne potrzeby europejskiego systemu. ENTSO-E ocenia, że dla 2030 r. ekonomicznie uzasadnione byłoby dodatkowe 88 GW transgranicznych zdolności przesyłowych. Analiza wskazuje także potrzebę ok. 56 GW mocy magazynowej. Nie jest to zatwierdzony program inwestycji. TYNDP pokazuje natomiast skalę potrzeb systemowych.

Dla 2050 r. liczby rosną jeszcze bardziej. ENTSO-E wskazuje dodatkowe 224 GW zdolności transgranicznych ponad poziom 2030 r. oraz ok. 540 GW magazynów. Do sieci trzeba też przyłączać nowe źródła i odbiorców. Rosną potrzeby przemysłu, centrów danych, transportu elektrycznego oraz ogrzewania. Dlatego każde ograniczenie podaży aparatury może wpływać na harmonogram inwestycji.

Tu wychodzi pewien paradoks regulacji. Europa potrzebuje bardzo dużej liczby urządzeń właśnie wtedy, gdy przemysł wymienia technologię doskonaloną przez dziesięciolecia.

Regulacja działa szybciej niż rynek?

Zaledwie parę lat temu sytuacja wyglądała zgoła inaczej. W raporcie z 2020 r. KE wskazywała bardzo nierówną dostępność alternatyw. Zależała ona od napięcia, rodzaju aparatury oraz konkretnego zastosowania. Na średnim napięciu wybór technologii był znacznie szerszy. Natomiast wraz ze wzrostem napięcia liczba dojrzałych rozwiązań malała.

SF₆ miał znaczącą przewagę, która wynikała z dziesięcioleci eksploatacji. Operatorzy znali jego parametry, serwis i zachowanie w awariach. Mieli również wyszkolony personel oraz wieloletnie statystyki niezawodności. Dlatego brak regulacyjnego sygnału ograniczałby motywację do kosztownej zmiany platform produktowych.

Dziś sprawy prezentują się w innym świetle. Producenci rozwijają kilka odmiennych ścieżek. Jedna wykorzystuje mieszaniny z fluoronitrylem. Inna łączy próżnię z clean air. Poza tym trwają prace nad rozwiązaniami bazującymi na gazach naturalnego pochodzenia. Nie należy jednak mieszać tych kategorii. Gaz lub mieszanina odpowiada za izolację, natomiast próżnia to technologia wyłączenia prądu.

Koniec SF₆ nie nastąpi z dnia na dzień

Nowe przepisy nie oznaczają szybkiego wyłączenia istniejących urządzeń. Europejski park aparatury SF₆ będzie działał jeszcze przez wiele lat, dlatego drugim obszarem transformacji stanie się serwis.

Od 1 stycznia 2035 r. przy konserwacji i serwisowaniu rozdzielnic nie będzie można zasadniczo używać SF₆ pochodzącego z nowej produkcji. Będzie można natomiast stosować SF₆ odzyskany i odpowiednio poddany regeneracji lub recyklingowi. Rozporządzenie przewiduje również wyjątek dla napraw awaryjnych w określonych warunkach.

Zasada ta odnosi się bezpośrednio do SF₆ używanego podczas serwisu. Nie zależy od określonego progu napełnienia urządzenia.

Co ważne, Komisja rozróżnia regenerację od recyklingu. Pierwszy proces ma na celu przywrócić odzyskany gaz do parametrów wymaganych dla danego zastosowania. Drugi obejmuje prostsze oczyszczenie. Może polegać m.in. na filtracji i osuszaniu. To z kolei tworzy przestrzeń dla rynku odzysku i ponownego wykorzystania SF₆.

Prawdziwy egzamin odbędzie się powyżej 145 kV

Na średnim napięciu kierunek zmian jest dość czytelny. Największa konkurencja technologiczna dot. natomiast aparatury przesyłowej. Pierwszą ścieżkę tworzą mieszaniny zawierające fluoronitryl. Pozwalają mocno zmniejszyć GWP i zachować kompaktową konstrukcję gazową. Ich ograniczenie regulacyjne pozostaje jednak oczywiste. C4-FN jest F-gazem, więc takie urządzenie nie spełnia automatycznie wymogu GWP < 1.

Druga ścieżka to rozwiązania całkowicie bez F-gazów. Mogą łączyć próżniowe wyłączenie z clean air lub innym medium naturalnego pochodzenia. Taka koncepcja lepiej odpowiada docelowemu kierunkowi regulacji. Jednak w kompletnych GIS 420 kV nadal wymaga dalszej demonstracji, industrializacji i budowania referencji. Nie istnieje przy tym jedna technologia do stosowania we wszystkich urządzeniach.

Inne rozwiązanie może wygrać w wyłączniku Live Tank. Kolejne sprawdzi się w Dead Tank, a jeszcze następne w kompaktowej GIS. Także ograniczenia lokalizacji mogą zmieniać wybór. Operator stacji miejskiej ma inne potrzeby niż właściciel rozległego AIS.

Dlatego sukces regulacji nie nastąpi w chwili prezentacji pojedynczego prototypu. Rynek dojrzeje wtedy, gdy operator bez problemu kupi urządzenie o wymaganych parametrach. Powinna także zaistnieć realna konkurencja między dostawcami.

Dla stacji 420 kV liczą się przecież parametry zwarciowe, poziom izolacji, gabaryty i konfiguracja, ale też termin dostawy. I choć kilka konkurencyjnych ofert nie stanowi jeszcze o trwałym formalnym warunku rozporządzenia, to jednak jest to dobry miernik rzeczywistej dojrzałości rynku. Jeśli przemysł osiągnie taki poziom przed 2032 r. regulacja może stać się skutecznym katalizatorem zmiany. Jeśli nie, to odstępstwa dla GWP < 1000 zyskają duże znaczenie praktyczne. W trudniejszych przypadkach operatorzy mogą też sięgać dalej w regulacyjnej kaskadzie.

Koniec SF₆ nie jest więc tylko historią o ograniczeniu emisji. Europa musi zsynchronizować zmiany w trzech dziedzinach: prawa, rozwoju technologii wysokonapięciowych oraz zdolności produkcyjnych przemysłu. Od tego właśnie zależy, czy zmiana medium nie stanie się kolejnym wąskim gardłem rozbudowy sieci.

---

Michał Krajniak

Dziennikarz analityczny, który patrzy na energetykę przez pryzmat polityki i gospodarki. Opisuje wyzwania sektora oraz przygląda się postępującym trendom rynkowym.