Artykuł jest częścią raportu „Polska Energia 2026” poświęconego transformacji energetycznej polskiej gospodarki i branży energetycznej, który redakcja "Rzeczpospolitej" przygotowała z okazji Energy Days w Katowicach.
Sieci muszą być doinwestowane, by były w stanie przyłączać nowe źródła wytwórcze. Boom na fotowoltaikę, który obserwowaliśmy w ostatniej dekadzie, obnażył niedostatki systemu. W pewnym momencie pojawiły się problemy z przyłączaniem nowych źródeł.
Do tego zmienia się geografia krajowej energetyki. Dotychczas konwencjonalne jednostki wytwórcze skoncentrowane były w centralnej i południowej części kraju. Za sprawą morskich farm wiatrowych i elektrowni atomowej, które powstają na północy, sytuacja ulegnie zmianie.
Od inwestycji nie uciekniemy, tym bardziej że zużycie prądu będzie rosło. Elektryfikowane będą kolejne sektory gospodarki, w tym przemysł, transport i ciepłownictwo. Nie bez znaczenia dla popytu na energię jest rozwój cyfryzacji i sztucznej inteligencji. Zakładany jest też dalszy wzrost gospodarczy Polski, co oznacza wzrost zapotrzebowania na prąd. Polska wykazuje się w tej chwili wyraźnie niższym zużyciem energii na osobę niż inne kraje. W 2023 r. w sektorze gospodarstw domowych zużycie na mieszkańca wyniosło poniżej 1 MWh, podczas gdy w Szwecji było to 3,8 MWh, a w Finlandii 4 MWh.
Zmiana na pozycjach w rachunku
Przed systemem przesyłowym i dystrybucyjnym stoi szereg wyzwań związanych z rozwojem energetyki rozproszonej, aktywnością prosumentów i społeczności energetycznych, rosnącym udziałem zielonych źródeł energii, a także postępującą cyfryzacją i automatyzacją.
Fundacja Instrat szacuje, że w scenariuszu wolnego rozwoju OZE na inwestycje w sieci do 2040 roku potrzeba będzie 330 mld zł. Jej eksperci podkreślają, że infrastruktura jest w dużej mierze zużyta i wymaga modernizacji, niezależnie od rozwoju nowych źródeł wytwórczych. Gdyby natomiast postawić na scenariusz ambitny, zakładający szybszy rozwój OZE, wydatki wzrosną o około 40 mld zł, do 370 mld zł. Think tank zaznacza, że dodatkowe inwestycje i tak będą się opłacać, bo umożliwią przyłączenie większej liczby tanich źródeł energii, co ostatecznie wpłynie korzystnie na rachunki za prąd.
– W przyszłości na rachunkach zmieni się proporcja: dzięki tanim OZE spadnie udział wytwarzania energii, a większą część będą stanowić koszty jej dostarczenia. Ważne, by zmiany te wiązały się ze sprawiedliwym i przejrzystym podziałem kosztów między odbiorców, co wymaga szczególnej uwagi przy procesie ustalania taryf – podkreślał Michał Grabka, kierownik programu badawczego Energia i Klimat w Fundacji Instrat, w raporcie „Sieci na miarę”.
Fundacja przekonuje, że mądre zaplanowanie prac pozwoli ograniczyć wydatki. Odpowiednie rozmieszczenie źródeł, magazynów energii oraz unikanie niepotrzebnego przewymiarowania sieci może przynieść ponad 100 mld zł oszczędności. I dodaje, że warto lokować dużych odbiorców energii bliżej północy Polski, tam, gdzie powstaje najwięcej energii z OZE, by zwiększyć konsumpcję prądu bliżej miejsca jego wytwarzania. To częściowo rozwiąże problem przesyłu.
Rewolucja na północy
Polskie Sieci Energetyczne planują wydać na rozwój sieci przesyłowych w latach 2027–2036 około 66 mld zł. Około dwie trzecie tej kwoty dotyczy projektów na północy Polski. Plan zakłada budowę 5 tys. kilometrów nowych linii 400 kV, 30 nowych stacji elektroenergetycznych, rozbudowę lub modernizację 110 istniejących stacji oraz przygotowanie się do odbioru energii z nowych źródeł znajdujących się na północy Polski (wiatraki na Bałtyku oraz w przyszłości elektrownia jądrowa w Choczewie).
Większość polskiej energetyki przenosi się na północ, co wymaga przeprojektowania systemu. Planowana jest budowa tzw. „energetycznej autostrady”, linii HVDC (wysokiego napięcia przesyłającej prąd stały), która połączy północną i południową część Polski. Pozwala ona bez większych strat przesyłać energię z Pomorza do południowych regionów kraju. Planowane jest też wzmocnienie sieci w północno-zachodniej i zachodniej Polsce.
– Większość naszych stacji elektroenergetycznych, które znajdują się lub będą powstawać w północnej części kraju, będzie miała możliwość przyłączenia różnych źródeł. To będą nie tylko morskie farmy wiatrowe, ale także lądowe wiatraki, elektrownia jądrowa czy np. magazyny energii – informował podczas prezentacji projektu nowego planu rozwoju sieci przesyłowej na lata 2027–2036 prezes PSE Grzegorz Onichimowski.
Ogromne wydatki inwestycyjne czekają też operatorów sieci dystrybucyjnych, którymi prąd dociera do odbiorców końcowych. Polska Grupa Energetyczna zamierza wydać na dystrybucję do 2035 roku 75 mld zł, Tauron około 60 mld zł, Enea 41 mld zł, a Energa 40 mld zł. Wszystko po to, by można było przyłączać nowe jednostki, by infrastruktura była niezawodna, odpowiadała nowym wyzwaniom i pozostała odporna na zagrożenia i cyberataki.
Magazyny wsparciem dla sieci
Rosnący udział OZE bywa dla operatorów ogromnym wyzwaniem. Produkcję ze źródeł odnawialnych, uzależnionych od warunków pogodowych, cechuje wysoka zmienność i nieprzewidywalność. To dla sieci zupełnie nowa sytuacja – wcześniej ich praca opierała się na stabilnych i w pełni sterowalnych źródłach konwencjonalnych, które dostosowywały produkcję do bieżącego zapotrzebowania.
Elementem wspierającym przesył i dystrybucję są magazyny energii. Gromadzą one nadwyżki energii w godzinach szczytowej produkcji, zapobiegając konieczności przymusowego odłączania w tym czasie farm przez operatora. Magazyny stabilizują sieć, umożliwiając płynne bilansowanie podaży i popytu, a także zapobiegając utracie nadwyżek wyprodukowanej energii. Zgodnie z Polityką Energetyczną Polski magazyny będą jednym z istotnych elementów transformacji energetycznej kraju.
Magazyny wielkoskalowe zazwyczaj połączone są bezpośrednio z siecią przesyłową lub wysokich napięć, natomiast mniejsze – z siecią dystrybucyjną. Pierwsze zapewniają stabilność na poziomie systemu krajowego, drugie – na poziomie lokalnym. Oba rozwiązania uzupełniają się, przynosząc konkretne korzyści dla rynku. Operatorzy systemów dystrybucyjnych mogą dzięki magazynom ograniczać wydatki na rozbudowę infrastruktury. Poza tym budowa magazynów blisko miejsc zużycia pozwala uniknąć strat sieciowych. Z kolei operatorzy systemów przesyłowych zyskują narzędzie, które może błyskawicznie reagować na zakłócenia w systemie krajowym, zapewniając rezerwy mocy gwarantujące stabilność i elastyczność systemu.
Wyzwania technologiczne
Nowe czasy niosą nowe rozwiązania, nowe problemy, ale i nowe szanse do wykorzystania. Dziś nie można myśleć o przyszłości bez inteligentnych sieci Smart Grid. Dają one szereg możliwości – mogą sterować energią, jej produkcją i przepływem ze wsparciem sztucznej inteligencji. Na tego typu systemy składa się wiele elementów, od samej sieci i urządzeń elektrycznych po specjalistyczne aplikacje. Prąd nie płynie dziś wyłącznie ze źródła energii do odbiorców, ale i w drugą stronę, od prosumentów, którzy nie wykorzystują całości energii produkowanej w przydomowych instalacjach, do sieci. Smart Grid przynoszą szereg rozmaitych korzyści – między innymi umożliwiają natychmiastowe wykrywanie potencjalnych awarii i przewidują zużycie prądu, uwzględniając zachowania użytkowników, wykorzystywane przez nich urządzenia oraz pogodę, co ułatwia planowanie dostaw.
Efektywnie zarządzać energią pomagają inteligentne systemy pomiarowe. Ważnym elementem są liczniki zdalnego odczytu, które automatycznie przekazują dane o zużyciu energii do operatora sieci. Wyposażone są w szereg zaawansowanych funkcji, które mają zwiększyć bezpieczeństwo, komfort użytkowania i niezawodność urządzenia.
Pojawiają się też jednak poważne wyzwania. W erze cyfryzacji, automatyzacji i integracji źródeł rozproszonych zwiększa się liczba cyberataków. Zdarzają się między innymi ataki na systemy sterowania, infekowane są oprogramowania lub sprzęty, przejmowana jest kontrola nad małymi źródłami połączonymi z internetem. Zapobiegać temu mają przepisy prawne, przestrzeganie wymogów technicznych i odpowiednie procedury organizacyjne.
Modernizacja i rozbudowa sieci elektroenergetycznych to proces nieuchronny, stanowiący fundament bezpiecznej transformacji i strategicznej niezależności Polski. Choć kwoty sięgające kilkuset miliardów złotych mogą budzić obawy, należy postrzegać je nie jako obciążenie, lecz jako bezpośrednią inwestycję w stabilny rozwój gospodarki, odporność infrastruktury krytycznej na cyberzagrożenia oraz długoterminowe obniżenie kosztów energii. Nowe aktywa wytwórcze zero- i niskoemisyjne, nowoczesne linie przesyłowe, wielkoskalowe magazyny i cyfrowe technologie – wszystko to zdefiniuje polski system energetyczny na kolejne dekady.
OPINIA
Grzegorz Onichimowski prezes zarządu Polskich Sieci Elektroenergetycznych
Kluczowe jest zapewnienie bezpieczeństwa systemu w każdych warunkach i przy zachowaniu dyscypliny kosztowej. Dzięki rynkowi mocy, w tym aukcjom uzupełniającym, zapewniona będzie moc dyspozycyjna do 2028 r. W kolejnych latach wyzwaniem będzie nowy rynek mocy, który przedłuży istnienie jednostek węglowych o jeszcze kilka lat. Bez rynku mocy znikną one z systemu, a potrzebujemy ich do czasu ukończenia nowych bloków węglowych i magazynów energii.
W dalszym horyzoncie transformacja to wprowadzenie zmian na nowo definiujących sposób działania systemu, sposoby, w jakie produkujemy, przesyłamy, magazynujemy i wykorzystujemy energię elektryczną. Naszym celem jako PSE jest osiągnięcie do 2035 r. gotowości Krajowego Systemu Elektroenergetycznego do bezpiecznej i stabilnej pracy w warunkach bezemisyjnego miksu energetycznego. Elektrownie węglowe i gazowe będą wykorzystywane do bilansowania KSE, ale nie będzie od nich uzależniona stabilność pracy sieci. Parametry techniczne będą mogły być zapewniane przez nowe zasoby, które pojawią się w systemie.
W perspektywie 2035–2040 moc zainstalowana OZE w Polsce sięgnie 100 GW, a udział energii wytwarzanej ze źródeł odnawialnych wzrośnie ponaddwukrotnie, do około 66 proc. Źródła odnawialne nie wymagają paliwa, dlatego z punktu widzenia całej gospodarki racjonalne jest maksymalne wykorzystanie produkowanej przez nie energii. Odbiorca powinien mieć możliwość i ekonomiczną motywację, aby zwiększać zużycie wtedy, gdy energii jest dużo i jest ona tania, oraz ograniczać lub przesuwać pobór w okresach wysokich cen. Umiejętne wykorzystanie takiego otoczenia pozwala budować realną przewagę kosztową i konkurencyjną. Droga w tym kierunku zaczyna się od zdefiniowania potrzeb systemu, a potem określenia nowych produktów rynkowych. Przedstawimy je w mapie drogowej rynku energii elektrycznej, która będzie gotowa jeszcze w tym roku.
Łączne szacowane nakłady na inwestycje planowane przez PSE do poniesienia w latach 2027–2036 to ok. 66 mld zł. Zdecydowana większość tych kosztów zostanie pokryta z taryfy, ale dużym wsparciem są środki UE, w tym Krajowy Plan Odbudowy. Dotychczas to ok. 12 mld zł. Na przykład stacja Choczewo kosztowała 530 mln zł z infrastrukturą towarzyszącą i w 100 proc. operator skorzystał ze środków z KPO. A to oznacza, że odbiorcy energii elektrycznej za tę inwestycję w taryfach nie zapłacą. Środki unijne służą nie tylko do budowy i modernizacji infrastruktury przesyłowej, ale także wzmocnienia jej odporności na nowe zagrożenia, które pojawiają się w naszym otoczeniu.
Pracujemy nad strategią finansową, w której zakładamy korzystanie z finansowania zewnętrznego, bo realizacje z własnych środków zawsze są najdroższe, a dodatkowo pozwoli to ograniczyć obciążenie odbiorców. Operator ma wielu chętnych do pożyczania, ale dopóki są pieniądze z KPO, korzystać z komercyjnego finansowania raczej nie będziemy.
