Do 2030 r. Krajowy System Energetyczny ma się powiększyć o blisko 3600 km nowych linii wysokiego napięcia, czyli 400 kV – wynika z zapowiedzi Polskich Sieci Elektroenergetycznych. „Modernizację przejdzie również 1600 km istniejących linii najwyższych napięć i 44 stacje elektroenergetyczne" – dodaje operator KSE w komunikacie opublikowanym w połowie stycznia.

Średnio wypada zatem 400 km nowych linii przesyłowych w ciągu roku. Nie jest to tempo, które byłoby dla PSE nowością, m.in. w 2018 r. przybyło w Polsce 500 km nowych linii, w 2020 r. zaś – ponad 600 km. Licząca dziś ponad 15 tys. km sieć zarządzana przez PSE powiększy się zatem o mniej więcej jedną czwartą. Rychło w czas: jak podsumowały w styczniu PSE zużycie energii elektrycznej w Polsce wzrosło w 2021 r. o 5,36 proc. w skali roku, dobijając pułapu 174,4 TWh.

Klęska urodzaju

Problem jednak w tym, że poza sieciami przesyłowymi Polsce doskwiera też brak odpowiednich sieci dystrybucyjnych, a więc tych niższych napięć, które mają doprowadzać energię do mieszkań i przedsiębiorstw, a także – odbierać ją od indywidualnych i biznesowych producentów zielonej energii. W przeciwieństwie do PSE dystrybutorzy nie mogą skorzystać z szybkiej ścieżki realizacji inwestycji. Tymczasem wzrost udziału prądu i ciepła z OZE w produkcji energii to dla naszego kraju jedno z największych wyzwań w ramach transformacji energetycznej: OZE skokowo przybywa, a sieci dystrybucyjne mają coraz większy kłopot z zagospodarowaniem tego potencjału.

Obniżenie emisyjności sektora energetycznego i poprawa bezpieczeństwa energetycznego – takie dwa fundamentalne powody rozwoju OZE w Polsce wymienia „Polityka energetyczna Polski 2040" (PEP 2040), kluczowy dokument rządowy w tym zakresie. Rozbudowa potencjału zielonej energii ma też służyć na dłuższą metę poprawie konkurencyjności naszej gospodarki.

W PEP 2040 przewidziano jednak, że w 2020 r. udział energii z OZE w zużyciu końcowym brutto wyniesie 15 proc. W 2030 r. miałby on wzrosnąć do 23 proc., a dekadę później – „co najmniej 28,5 proc.". – W dokumencie położono nieproporcjonalnie większy nacisk na bezpieczeństwo dostaw niż na rozwiązanie problemu bilansowania systemu elektroenergetycznego – zauważyli w swoim komentarzu do PEP2040 eksperci firmy analitycznej Ember, kwitując, że poziom udziału OZE w miksie – mimo oczekiwań – nie zmienił się w stosunku do wcześniejszej zapowiedzi.

Ale strategia swoją drogą, a życie – swoją. Niespodziewany boom na instalacje fotowoltaiczne w 2020 r. pozwolił dobić do obiecanego Brukseli poziomu, a nawet nieco go przekroczyć: jak podsumował Eurostat w ubiegłym tygodniu, w 2020 r. udział OZE w końcowym zużyciu energii brutto wyniósł w Polsce 16,1 proc. (w UE – 22 proc.). W 2021 r. udział energii z PV w produkcji energii wzrósł z 1,5 do 2,9 proc., uzupełniając lukę po kurczącej się produkcji sektora energetyki wiatrowej.

Nic nie dzieje się jednak bez konsekwencji: w przeciwieństwie do dużych instalacji wiatrowych te fotowoltaiczne są rozdrobnione, rozproszone i zazwyczaj o znacznie mniejszym potencjale produkcji. Stanowią zatem potężne wyzwanie dla operatorów sieci dystrybucyjnych, którzy z jednej strony są zobowiązani podłączyć każdego prosumenta indywidualnego, a z drugiej odnotowują coraz większe opóźnienia, zwłaszcza w przypadku firm zajmujących się produkcją energii. Mnożą się też odmowy, przykładowo, Tauron miał w 2020 r. wydać odmowne decyzje w przypadku 5 proc. złożonych wniosków o przyłączenie. W ubiegłym roku – w okresie od stycznia do września – odsetek ten miał wzrosnąć do 25 proc. Częściowo sytuację tę może tłumaczyć statystyka: jak szacuje Centrum Informacji o Rynku Energii, nakłady inwestycyjne w nowe moce PV wyniosły tylko w 2020 r. 10 mld zł, a w 2021 r. – jeszcze więcej, 11 mld zł. Tymczasem z informacji, jakie „Rzeczpospolita" uzyskała od Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, wynika, że inwestycje wszystkich dystrybutorów na rozwój sieci zamknęły się w 2020 r. w kwocie 8,68 mld zł. Ba, w gruncie rzeczy, jest to stosunkowo niewielki wzrost w porównaniu z 2019 r. (8,035 mld zł), choć liczba nowo przyłączonych mikroinstalacji OZE gwałtownie wzrosła (z 100 tys. do ponad 303 tys.).

Legislacja pełna luk

PEP2040 przewiduje, że paliwem, na którym Polska będzie się opierać w czasie transformacji, będzie przede wszystkim gaz. Ale nasze krajowe zasoby „błękitnego" surowca już dziś zaspokajają jedynie kilkanaście procent naszego zapotrzebowania: za lwią część zapasów odpowiada import. OZE wydają się być zatem jedynym – poza węglem – źródłem energii, które będzie miało krajowe pochodzenie i będzie nam zapewniać stosowne bezpieczeństwo.

Pod warunkiem jednak, że stworzymy odpowiednie warunki dla rozwoju tego sektora, zwłaszcza jeżeli chodzi o infrastrukturę sieciową, magazynową i... legislację. W tej ostatniej sferze kryje się bowiem wiele barier dla rozwoju energetyki odnawialnej.

Od lat wymienia się tu przede wszystkim obowiązującą tzw. regułę 10H. To przepis, zgodnie z którym wiatraki muszą znajdować się w minimalnej odległości od najbliższych zabudowań równej dziesięciokrotności wysokości instalacji. Czyli 100-metrowa instalacja musi stać co najmniej kilometr od budynków. Choć w ostatnich latach padały propozycje i obietnice złagodzenia tego wymogu, reguła obowiązuje bez zmian.

Kolejnym rozwiązaniem, mogącym uprościć życie producentom i (biznesowym) odbiorcom energii, mogłyby być bezpośrednie linie energetyczne łączące instalacje wiatrowe lub fotowoltaiczne z konkretnymi odbiorcami, np. energochłonnymi zakładami przemysłowymi, które gorąco opowiadają się za jego wprowadzeniem. Na to rozwiązanie krzywym okiem patrzy jednak Urząd Regulacji Energetyki, który uznaje je za próbę uniknięcia „ponoszenia kosztów systemu energetycznego".

Propozycją, która również wyrasta ponad obecne przepisy, jest współdzielenie sieci: producent posiadający zarówno instalację wiatrową, jak i biogazową czy fotowoltaiczną (oraz hybrydy tych technologii) mógłby dostarczać wyprodukowaną energię do sieci za pomocą jednej linii energetycznej. Takie rozwiązanie pozwalałoby ustabilizować dostawy z OZE (niestabilność dostaw to jeden z najważniejszych argumentów krytyków OZE).

Dystrybutorzy również napotykają bariery w budowie sieci. O odnoszącej się do tego modyfikacji prawa mówił niedawno, w rozmowie z portalem wnp.pl, wiceprezes Taurona Jerzy Topolski. – Sektor dystrybucji energii oczekuje takiego wsparcia ze strony legislacji i przepisów prawa, aby zajęcia nieruchomości osób lub podmiotów trzecich były uproszczone i żeby było zielone światło dla budowy nowych sieci i modernizacji – stwierdził.

Innymi słowy, sieci czeka jeszcze wiele zmian, by dogonić zarówno te procesy, jakie już dziś zachodzą w energetyce, jak i sprostać tym wyzwaniom, które dopiero nadejdą. Bez względu na to, czy będziemy motywować działania chęcią ratowania klimatu czy też konkurencyjnością gospodarki – powinny one wyjść nam na zdrowie.

Materiał Partnera:

Hubert Krukowski, Wiceprezes Hitachi Energy w Polsce:

Strategiczny dla bezpieczeństwa energetycznego naszego kraju dokument „Polityka energetyczna Polski do 2040" (PEP 2040) musi zostać zaktualizowany, o czym informuje od dłuższego czasu branża i co potwierdza Ministerstwo Klimatu i Środowiska. Może to świadczyć o niedoszacowaniu potencjału rozwoju niektórych segmentów miksu energetycznego i o szybszej niż zakładano transformacji.

Jednym z takich niedoszacowanych obszarów wydaje się być fotowoltaika prosumencka. Aby jednak zarówno energetyka prosumencka, jak i cały segment OZE mogły się dalej efektywnie rozwijać, muszą sprostać wielu wyzwaniom. Podstawowe z nich to niestabilność OZE związana z uzależnieniem od warunków pogodowych. Rozwiązaniem problemu, wskazanym w PEP 2040, powinny być inwestycje w cyfrowe, inteligentne sieci elektroenergetyczne. Zwiększenie „obserwowalności" sieci i implementacja algorytmów umożliwiających analizę jej parametrów oraz poprawiających przewidywalność jej zachowań, w połączeniu z prognozami pogodowymi uwzględniającymi poziom nasłonecznienia czy prędkości wiatru, pozwoli ograniczać negatywny wpływ tej niestabilności. Tego typu funkcjonalności mogą zapewnić rozwiązania klasy SCADA-ADMS. Takie systemy umożliwiają wizualizację stanu pracy sieci na wszystkich poziomach napięć: wysokim, średnim i niskim.

Równocześnie powinniśmy dążyć do tego, aby zwiększać stabilność źródeł energii, w szczególności tych odnawialnych, np. poprzez instalację systemów magazynowania energii w ich sąsiedztwie. Umożliwiłoby to nam korzystanie ze zmagazynowanej wcześniej energii ze słońca w nocy lub np. zapewnienie większej stabilności źródła bez względu na chwilowe spadki prędkości wiatru – energia oddawana do sieci w takim przypadku wspierana byłaby przez tę wcześniej zmagazynowaną w zasobniku. Tu jednak niezbędne są zmiany prawa.

Wyzwania czekają także sektor energetyki wiatrowej. W ciągu dziesięciu lat farmy wiatrowe na Morzu Bałtyckim mogą wytwarzać nawet 8 GW energii. Głównym problemem stojącym przed operatorem sieci przesyłowej, czyli Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi, jest przesył energii wygenerowanej na północy kraju do środkowej i południowej części Polski, które wykazują największe zapotrzebowanie. Z pomocą może przyjść technologia przesyłu prądu stałego (HVDC). Jest to też korzystne rozwiązanie w kontekście środowiskowym, ponieważ linie przesyłowe HVDC, w porównaniu z liniami prądu zmiennego (AC), mają znikome pole elektromagnetyczne i przesył odbywa się przy o wiele mniejszych stratach mocy. To idealna technologia do wykorzystania w planowanych przez Unię Europejską połączeniach transgranicznych czy sieci na Morzu Bałtyckim, która mogłaby zostać stworzona na wzór tej lądowej. Przez wiele lat było to niewykonalne, ponieważ nie istniała możliwość stworzenia hubów przełączających i rozdzielających energię. Gdy nasza firma opracowała wyłącznik wysokiego napięcia prądu stałego, takie operacje stały się rzeczywistością i w przypadku technologii HVDC możemy już myśleć nie tylko o połączeniu punkt-punkt, jak to miało miejsce do niedawna, ale o budowaniu całych sieci w oparciu właśnie o przesył prądu stałego.

Ponadto, aby sprostać postępującej transformacji energetycznej, niezbędne są duże inwestycje w rozwój infrastruktury sieciowej na wszystkich poziomach napięć. Dodatkowym problemem, oprócz kłopotów z pozyskiwaniem gruntów i pozwoleń pod budowę linii przesyłowych i dystrybucyjnych oraz stacji elektroenergetycznych, może być skumulowanie wielu inwestycji w jednym czasie, co – biorąc pod uwagę sytuację epidemiczną oraz zachwiany globalny łańcuch dostaw – stanowi potencjalny powód wydłużonych harmonogramów realizacji.

Można dyskutować o szczegółach zapisanych w PEP 2040, ale przede wszystkim bardzo dobrze, że w końcu, po dwunastu latach od ogłoszenia poprzedniej polityki energetycznej, dokument został przyjęty przez Radę Ministrów. Reasumując cele i filary, na których został on oparty, wydają się być słusznym kierunkiem rozwoju energetyki w Polsce. Oczywiście jest jeszcze wiele barier do pokonania, ale na rynku istnieją już rozwiązania technologiczne, które są gotowe przyjść z pomocą.

Materiał Partnera