Miliardy wydane na sieci nie wystarczą bez zwiększenia elastyczności
Nakłady na rozbudowę i modernizację sieci przesyłowych i dystrybucyjnych systematycznie rosną. Koszty te finalnie ponoszą odbiorcy energii, jednak przedsiębiorstwa mogą ograniczyć obciążenia, jeśli nauczą się efektywnego zarządzania zużyciem energii.
Ponad 14 mld zł na inwestycje
W 2024 roku operator sieci przesyłowej przeznaczył na inwestycje 1,5 mld zł, a pięciu największych dystrybutorów – 12,5 mld zł, co łącznie daje ponad 14 mld zł. Według raportu Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE), dzięki tym nakładom powstało blisko 3 tys. stacji elektroenergetycznych i 10 tys. km nowych linii, a do sieci podłączono 230 tys. odbiorców. Łączna liczba przyłączonych klientów przekroczyła 19 mln.
PTPiREE podkreśla, że sieci dystrybucyjne stoją przed poważnymi wyzwaniami związanymi z szybkim rozwojem OZE, elektromobilności oraz źródeł rozproszonych. Konieczne są inwestycje w nowoczesne transformatory, linie kablowe, automatykę i systemy zarządzania, aby integrować kolejne źródła odnawialne i zapewniać bezpieczeństwo dostaw energii. Towarzystwo zwraca też uwagę, że moc zainstalowana OZE przekroczyła już 114% zapotrzebowania szczytowego, a lokalnie sięga nawet ponad 200%, co dodatkowo uwidacznia potrzebę elastyczności systemu.
Brak działań wspierających może spowolnić transformację energetyczną – coraz częściej konieczne staje się ograniczanie produkcji OZE przez operatorów. Rozwiązaniem jest nie tylko dalsza rozbudowa infrastruktury, lecz także rozwój zaawansowanych systemów zarządzania energią, inteligentnego opomiarowania oraz dwukierunkowych przepływów energii.
Szeroki strumień pieniędzy z KPO
Najwięksi operatorzy w ostatnich miesiącach uzyskali znaczące finansowanie z Krajowego Planu Odbudowy. Polskie Sieci Elektroenergetyczne pozyskały 10,8 mld zł na realizację programu inwestycyjnego o wartości 66 mld zł do 2037 roku. Polska Grupa Energetyczna planuje wydać 75 mld zł do 2035 roku, z czego ponad 12 mld zł pochodzi z KPO. Tauron otrzymał 11 mld zł, zakładając inwestycje w wysokości 60 mld zł. Grupy Enea i Energa pozyskały odpowiednio 9,1 mld zł oraz 7,7 mld zł.
Środki te wspierają nie tylko budowę linii i stacji elektroenergetycznych, ale także cyfryzację i opomiarowanie sieci. Jak zaznacza Adam Lizończyk z Schneider Electric, nowoczesne systemy ułatwiają monitorowanie pracy sieci, symulowanie wpływu nowych przyłączeń oraz szybsze wykrywanie i ograniczanie awarii. Kluczową rolę pełni GIS, czyli system informacji geograficznej, który umożliwia precyzyjne mapowanie infrastruktury i wspiera podejmowanie decyzji inwestycyjnych.
Lizończyk podkreśla również rosnące wyzwania kadrowe w energetyce oraz konieczność automatyzacji procesów. Zwraca uwagę na rosnące wymagania środowiskowe – np. zakaz stosowania od 2026 roku gazu SF6 w nowych rozdzielnicach, co wymusza stosowanie alternatywnych technologii, takich jak izolacja powietrzem.
Elastyczność odmieniana przez wszystkie przypadki
Znaczenie elastyczności potwierdza lipcowe sprawozdanie Ministra Energii dotyczące bezpieczeństwa dostaw w latach 2023–2024. Z uwagi na rozwój OZE konieczne staje się rozwijanie technologii takich jak magazyny bateryjne i elektrownie szczytowo-pompowe, wykorzystanie odpowiedzi odbiorców, elektryfikacja ogrzewnictwa oraz przetwarzanie nadwyżek energii na wodór czy paliwa alternatywne.
Podczas lipcowych obrad sejmowej podkomisji ds. transformacji energetycznej wskazano, że Krajowy System Elektroenergetyczny nadal nie dysponuje wystarczającą elastycznością. Do czerwca 2025 roku odnotowano już więcej godzin z ujemnymi cenami energii niż w całym 2024 r. – 251 wobec 197. Coraz częściej też ogranicza się produkcję dużych instalacji wiatrowych i fotowoltaicznych – w pierwszych siedmiu miesiącach 2025 r. o 864 GWh, wobec 731 GWh w całym roku poprzednim.
Eksperci wskazują na potrzebę większego zaangażowania prosumentów i włączania mikroinstalacji do systemów agregacji, co pozwoliłoby lepiej bilansować sieć.
Dystrybutorzy chcą zachęcić do poboru energii z OZE
Podczas obrad podkomisji dystrybutorzy przedstawili swoje inicjatywy zwiększające elastyczność. Enea Operator od marca 2025 r. oferuje usługę interwencyjnej dostawy mocy czynnej (IDC), umożliwiającą odbiorcom biznesowym pobór tańszej energii z OZE w godzinach jej wysokiej produkcji. Do połowy roku zgłosiło się 279 odbiorców o łącznej mocy ponad 110 MW. Spółka przygotowuje także usługę interwencyjnej regulacji mocy biernej oraz rozwija rozwiązania oparte na magazynowaniu energii.
Podobne działania zapowiada Energa-Operator, która planuje tworzenie „zielonych stref” zachęcających do lokalnego wykorzystania energii z OZE. Z kolei PGE Dystrybucja rozwija taryfy wspierające konsumpcję energii odnawialnej i wdraża liczniki zdalnego odczytu, choć wyzwaniem pozostaje integracja różnych systemów zarządzania siecią.
Inteligentnych liczników przybywa szybciej niż użytkowników taryf dynamicznych
Na taryfach dynamicznych skupił się Tauron Dystrybucja, wprowadzając w 2025 roku grupę G14dynamic dla odbiorców elastycznych, którzy dostosowują pobór energii do sytuacji w systemie. Mimo potencjalnych korzyści liczba klientów korzystających z takiej oferty pozostaje niska – do połowy roku było ich poniżej 100.
Od sierpnia 2024 r. każdy sprzedawca obsługujący co najmniej 200 tys. odbiorców musi oferować taryfy dynamiczne, jednak według danych URE na koniec 2024 roku tylko dziewięć firm miało je w swojej ofercie, a łączna liczba klientów z takimi umowami wyniosła zaledwie 135.
Na koniec 2024 roku zainstalowano w Polsce już ponad 7 mln inteligentnych liczników, w tym 6 mln w gospodarstwach domowych, co pokazuje, że infrastruktura techniczna rozwija się szybciej niż zainteresowanie elastycznymi ofertami cenowymi.
