W ciągu najbliższych 15 lat transformacja sieci energetycznych będzie wymagała inwestycji rzędu 500 mld zł. Odczujemy to też w domowych budżetach. W perspektywie 2030 r. udział taryfy dystrybucyjnej w rachunku za energię elektryczną może wzrosnąć do 89 proc.

Sieci energetyczne to wąskie gardło transformacji energetycznej - wynika z raportu analitycznego „Sieć do zmiany 2.0. Jak zreformować krajowe sieci energetyczne”, przygotowanego na zlecenie Fundacji Przyjazny Kraj przez Politykę Insight. To druga edycja raportu, pierwsza ukazała się w 2019 r.  

Wyzwanie dotyczy nie tylko naszego kraju. Według BloombergNEF osiągnięcie przez świat neutralności klimatycznej będzie wymagało podwojenia długości linii energetycznych do ponad 150 mln km. To tyle, ile wynosi odległość między Ziemią a Słońcem. Aby tego dokonać, konieczne są inwestycje rzędu 21,4 bln dol. 

Widać pozytywne zmiany

Autorzy raportu wskazują szereg pozytywnych zmian, które ostatnio zaszły w naszym kraju. 

• Wydatki na sieci energetyczne wzrosły. W przypadku pięciu największych operatorów sieci dystrybucyjnych ich poziom od 2018 r. zwiększył się dwukrotnie, z 6,2 mld do 11,7 mld zł w 2023 r. 

• Sieci przybywa. Od końca 2018 r. długość wszystkich linii energetycznych w kraju wzrosła o 5 proc. – do 994 tys., czyli o 48 tys. km. 

• Instalacja liczników zdalnego odczytu (LZO) u odbiorców przyspieszyła. Od 2018 r. ich liczba wzrosła z 1,4 mln do 6,27 mln sztuk, czyli ponad czterokrotnie. Korzysta z nich dziś 33 proc. odbiorców.

OZE aż za dużo?

Niestety, autorzy reportu wskazują także na ogromne problemy związane z sieciami w  Polsce.

• OZE odbijają się od sieci. O ile w 2019 r. inwestorzy otrzymali 476 odmownych decyzji o wydanie warunków przyłączenia do sieci dla instalacji o mocy 5,7 GW, o tyle cztery lata później liczba tego rodzaju odmów wzrosła ponad 15-krotnie, do 7,4 tys. przypadków dotyczących instalacji o mocy aż 83,6 GW. 

• Sieć nie jest w stanie odebrać całej zielonej energii. Od stycznia do końca września 2024 r. produkcja z OZE przez operatora systemu przesyłowego została ograniczona o 692 GWh, a podczas godzin z ograniczeniami wyeksportowano interwencyjnie około 233 GWh. Oznacza to, że 925 GWh, stanowiące 2,3 proc. potencjalnej produkcji OZE, nie trafiła do krajowego systemu energetycznego. 

• Sieci energetyczne się starzeją. W 2021 r. (ostatnie dostępne dane) 57 proc. linii średnich napięć miało więcej niż 30 lat, podczas gdy w 2018 r. było to 54 proc. W przypadku linii najniższych napięć taki wiek przekroczyło już 50 proc. sieci, o 4 pkt proc. więcej niż trzy lata wcześniej. 

• Sieci nie są pogodoodporne. Na koniec 2023 r. 30,5 proc. linii średnich napięć znajdowało się pod ziemią, czyli o 3,9 pkt proc. więcej niż w 2018 r. W przypadku sieci najniższych napięć odsetek ten wynosi obecnie 38,5 proc., czyli 3,5 pkt proc. więcej niż w 2018 r. Ponad 41 tys. km linii napowietrznych średnich napięć znajduje się na terenach leśnych, co znacząco zwiększa ryzyko awarii. Średni okres przerw w dostawach energii, czyli tzw. wskaźnik SAIDI, wzrósł w 2022 r. do 353 minut, wobec 199 minut w 2018 r. W Niemczech, gdzie ponad 80% sieci jest pod ziemią to... 12 minut.

Wielka zmiana i mali producenci

W I połowie 2024 r. udział węgla w krajowej produkcji prądu spadł do 56,4 proc. wobec ponad 73 proc. w 2019 r. W tym czasie udział OZE podwoił się z 15,6 do 30,5 proc. W samym wrześniu 2024 r. udział energii z węgla po raz pierwszy w historii spadł poniżej 50 proc. i wyniósł 48 proc., a OZE osiągnęło rekordowe 36,8 proc. Obecnie jedna trzecia krajowych mocy OZE (11,5 GW) to mikroinstalacje prosumenckie, czyli przede wszystkim panele PV zainstalowane na dachach domów jednorodzinnych. Tego rodzaju urządzenia ma już 1,46 mln odbiorców. 

W Polsce nie ma formalnych ograniczeń co do liczby źródeł prosumenckich podłączonych do sieci, natomiast problemem staje się wpływ tych źródeł na sieć. Przekraczanie poziomów napięć w sieciach sprawia, że prosumenci coraz częściej są odłączani przez zabezpieczenia napięciowe w czasie, kiedy mogliby wytwarzać energię z największą mocą. Kluczową rolę w stabilizowaniu pracy źródeł OZE będą odgrywać magazyny energii.

Zielone perspektywy

Zgodnie z prognozą PSE, do 2034 r. moc instalacji PV wzrośnie z obecnych 18 GW do 43 GW, moc wiatraków lądowych z 10 GW do 18 GW. W sieci pojawi się też 18 GW morskich farm wiatrowych. Oznacza to, że w ciągu najbliższych 10 lat do krajowej sieci podłączone zostaną źródła OZE o mocy równej 50 GW, co w połączeni z istniejącymi instalacjami da łącznie około 80 GW. Taka liczba zielonych instalacji wyzwoli możliwość produkcji znacznie powyżej 180 TWh rocznie. To więcej niż wyniosło roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną Polski w 2023 r. (167 TWh).

Bez inwestycji w magazyny energii spodziewany w kolejnych latach znaczący przyrost mocy OZE nie przełoży się na istotną poprawę udziału OZE w zużyciu końcowym odbiorców, bo energia z farm wiatrowych i fotowoltaicznych będzie dostępna tylko przez określoną liczbę godzin w ciągu roku. W efekcie okresy nadpodaży energii w systemie, szczególnie w okresach wietrznych i przy dużym nasłonecznieniu, będą coraz częstsze. 

Potrzebne inwestycje

Skala wyzwania finansowego jest ogromna. Szacowane przez rząd koszty rozbudowy sieci do 2040 r. na poziomie 500 mld zł oznaczają, że roczne wydatki musiałyby wzrosnąć z 13,5 mld do 25–30 mld zł. Aby je pokryć, operatorzy będą musieli zadłużać się na rynkach finansowych, a także zintensyfikować pozyskanie środków z UE. Ministerstwo Klimatu i Środowiska zapowiedziało udostępnienie operatorom ponad 15 mld zł dotacji z polityki spójności, Krajowego Planu Odbudowy i Funduszu Modernizacyjnego oraz około 70 mld zł pożyczek z Funduszu Wsparcia Energetyki.

Jednak zapłacą też konsumenci. Udział stawki dystrybucyjnej będzie szybko rósł w stosunku do kosztu zakupu energii elektrycznej. W perspektywie 2030 r. udział taryfy dystrybucyjnej w rachunku za energię elektryczną może wzrosnąć do 89 proc. Powodem będzie omawiany wzrost potrzeb związanych z modernizacją i rozbudową sieci, podbijający koszty dystrybucji przy spadku kosztu zakupu prądu, który będzie coraz tańszy dzięki rozbudowie OZE. 

Rekomendacje

1. wykorzystać potencjał ciepłownictwa: Polska ma drugi pod względem wielkości system ciepłowniczy w Europie, z ciepłowniami i elektrociepłowniami o mocy ponad 53 GW. Upowszechnienie stosowania technologii Power to Heat pozwoliłoby łatwiej zagospodarowywać nadmiarową energię z OZE i unikać ograniczeń w odbiorze energii z OZE. 

2. zdynamiznować taryfę dystrybucyjną: bodźcem do optymalizacji zużycia energii u odbiorców są taryfy strefowe oraz wprowadzone w sierpniu 2024 r. taryfy dynamiczne na zakup energii elektrycznej. Jednak rozwiązania te mają ograniczenia. 

3. postawić na partnerski handel energią: nowy model energetyki prosumenckiej powinien być oparty na autokonsumpcji wytworzonej energii, do czego niezbędne będą domowe magazyny energii. Same magazyny jednak nie wystarczą. Potrzebne jest stworzenie zachęt, by energia produkowana w mikroinstalacjach była zużywana lokalnie, czyli pozostawała „za transformatorem”. Szczególnie promowany powinien być handel energią między małymi wytwórcami OZE (np. prosumentami-rolnikami), którzy mogą handlować wyprodukowanym prądem z OZE między sobą. 

4. wdrożyć nowy model lokowania źródeł OZE: należy stworzyć zachęty do instalowania OZE tam, gdzie nie są konieczne kosztowne inwestycje sieciowe. Dobry przykładem jest system wprowadzony w 2023 r. przez duńskiego operatora Energienet, który zróżnicował opłaty za przyłączenie do sieci w zależności od tego, czy dotyczą one obszaru zdominowanego przez produkcję energii, czy jej zużycie. W pierwszym przypadku opłaty są wyższe, w drugim niższe.