Spis treści
Ponad 14 mld zł na inwestycje
Tyle łącznie w 2024 r. w rozbudowę i modernizację swojej infrastruktury zainwestował operator sieci przesyłowej (1,5 mld zł), a także pięciu największych dystrybutorów (12,5 mld zł).
Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) wyliczyło w opublikowanym w lipcu raporcie rocznym, że dzięki tym nakładom m.in. wybudowano blisko 3 tys. stacji elektroenergetycznych oraz 10 tys. km nowych linii. Ponadto do sieci przyłączono 230 tys. nowych odbiorców, dzięki czemu ich łączna liczba przekroczyła pułap 19 mln.
– Sieć dystrybucyjna stoi przed ogromnymi wyzwaniami związanymi z dynamicznym rozwojem OZE, elektromobilności i generacji rozproszonej. Kluczowe znaczenie mają inwestycje w modernizację infrastruktury – stacje transformatorowe, linie kablowe, automatykę i systemy zarządzania, które umożliwią dalszą integrację odnawialnych źródeł i zapewnią bezpieczeństwo energetyczne – wskazało PTPiREE w komentarzu do raportu.
Jednocześnie zwróciło uwagę, że „wskaźnik mocy zainstalowanej OZE względem szczytowego zapotrzebowania osiągnął już 114 proc., a lokalnie przekracza nawet 200 proc., co potęguję potrzebę zwiększenia elastyczności systemu elektroenergetycznego”.
– Bez odpowiednich działań wspierających inwestycje transformacja energetyczna może zostać spowolniona. Przy dalszym wzroście mocy zainstalowanej OZE coraz częściej może dochodzić do nierynkowego redysponowania, czyli wymuszonego ograniczania ich produkcji przez operatora systemu przesyłowego – zaznaczyło PTPiREE.
– Sprostanie tym wyzwaniom wymaga zatem nie tylko dalszych inwestycji w infrastrukturę techniczną, lecz także rozwoju zaawansowanych systemów zarządzania energią, inteligentnego opomiarowania oraz wdrażania modelu dwukierunkowego przepływu energii, który umożliwi efektywne bilansowanie systemu w warunkach rosnącego udziału źródeł odnawialnych. To zmiany, które już się dzieją u operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD) – dodało.
Szeroki strumień pieniędzy z KPO
Jeśli chodzi o finansowanie inwestycji w sieci, to w ostatnich miesiącach najwięksi operatorzy otrzymali solidne wsparcie w postaci środków z Krajowego Planu Odbudowy. Kolejno zawierali oni umowy na niskooprocentowane pożyczki z pośredniczącym w rozdzielaniu pieniędzy Bankiem Gospodarstwa Krajowego.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne pozyskały w ten sposób 10,8 mld zł, które wesprą warty 66 mld zł program inwestycyjny spółki do 2037 r. Polska Grupa Energetyczna planuje wydać 75 mld zł do 2035 r., a finansowanie z KPO to ponad 12 mld zł. O 1 mld zł mniejsze środki otrzymał Tauron Polska Energia, który w podobnym okresie przewiduje zainwestować w sieci 60 mld zł. Z kolei grupy Enea i Energa zawarły umowy na kolejno 9,1 mld zł oraz 7,7 mld zł.
Operatorzy inwestują nie tylko w twardą infrastrukturę, taką jak nowe linie czy stacje elektroenergetyczne. Potrzebne jest także dokładne opomiarowanie sieci i jej cyfryzacja.
Adam Lizończyk, dyrektor segmentu Energetyki CEE w Schneider Electric, podkreśla, że nowoczesne systemy pozwalają operatorom zarówno na lepsze zarządzanie siecią pod kątem bieżącego bilansowania, jak i analizowania przyłączeń nowych źródeł wytwórczych.
– Taki monitoring pracy sieci pozwala również symulować potencjalny wpływ przyłączania nowych źródeł w danym miejscu, a przez to optymalizować dostępne moce przyłączeniowe. Podobnie jest w przypadku wykrywania i usuwania awarii, a także ograniczania ich zasięgu, np. poprzez izolowanie mniejszych fragmentów sieci – wyjaśnia Lizończyk.
Niemniej – jak dodaje – podstawą do zarządzania siecią powinien być GIS, czyli kompleksowy system informacji geograficznej, który dokładnie mapuje infrastrukturę sieciową i jej parametry. Na GIS powinno nakładać się kolejne systemy do zarządzania siecią.
Zobacz także: PGE ogłosiło przetarg na system GIS do zarządzania infrastrukturą dystrybucyjną
– Dzięki tym narzędziom operatorzy mogą podejmować bardziej racjonalne decyzje inwestycyjne, co ma duże znaczenie w obliczu ogromnych wydatków związanych z rozbudową sieci oraz jej modernizacją. Wykorzystanie GIS oraz ujednolicone zarządzanie infrastrukturą elektroenergetyczną znacznie poprawi efektywność i elastyczność sieci przesyłowych i dystrybucyjnych – tłumaczy Lizończyk.
– Sektor energetyczny, podobnie jak i inne branże, zmaga się także z coraz większymi trudnościami kadrowymi. Tymczasem wiele kluczowych procesów, również tak newralgicznych jak procedury związane z przyłączaniem do sieci, opierają się na tych ograniczonych zasobach kadrowych. Im większe będzie wykorzystanie narzędzi cyfrowych, tym sprawniej operatorzy będą mogli zarządzać eksploatacją i rozwojem swoich sieci – zaznacza dyrektor.
Jednocześnie zwraca uwagę na rosnące wymogi dotyczące wpływu inwestycji sieciowych na klimat. Przykładem jest wchodzący stopniowo od 2026 r. zakaz stosowania w nowych rozdzielnicach gazu SF6, którego wpływ na ocieplanie klimatu jest o ok. 23 tys. razy większy niż w przypadku CO2. Schneider Electric, aby spełnić wchodzące w życie regulacje, w nowych rozdzielnicach średniego napięcia stosuje rozwiązanie oparte o izolację czystym powietrzem.
Elastyczność odmieniana przez wszystkie przypadki
Wracając do tematu elastyczności, to staje się ona kwestią kluczową. Znalazło to również odzwierciedlenie w opublikowanym pod koniec lipca przez Ministra Energii sprawozdaniu z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w latach 2023-2024. Wskazano w nim, że z uwagi na „dynamiczny rozwój źródeł OZE rośnie znaczenie elastyczności systemu, aby mitygować konsekwencje zmienności produkcji z OZE i utrzymywać stabilność pracy systemu”.
– Wymaga to rozwoju technologii i innowacyjnych rozwiązań w szczególności w takich obszarach jak magazynowanie energii w elektrowniach szczytowo-pompowych i magazynach bateryjnych, wykorzystanie odpowiedzi odbioru, wykorzystanie energii elektrycznej do celów grzewczych, przekształcanie nadwyżek energii elektrycznej w elektrolizerach w wodór lub procesach produkcji paliw alternatywnych. Elastyczność powinna być nabywana na zasadach rynkowych przez OSD, a uczestnicy rynku powinni odgrywać bardziej aktywną rolę na rynku – czytamy w sprawozdaniu.
W lipcu elastyczność Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) była również tematem sejmowej podkomisji ds. transformacji energetycznej, OZE i energetyki jądrowej.
– KSE obecnie nie ma elastyczności i wystarczających narzędzi do zagospodarowania nadwyżek OZE. Chodzi przede wszystkim o różne formy magazynowania energii, a także o skłanianie odbiorców do zachowań, które maksymalizowałyby popyt na energię wtedy, gdy jej podaż jest wysoka, a ceny niskie lub ujemne. Do czerwca mieliśmy już więcej godzin z ujemnymi cenami energii niż przez cały 2024 r. – mówił wówczas Grzegorz Onichimowski, prezes PSE.
Według wyliczeń Montel Analitics w pierwszym półroczu 2025 r. zanotowano w Polsce 251 godzin z ujemnymi cenami energii. Natomiast w całym ubiegłym roku było ich 197.
Zobacz także: Ujemne ceny energii elektrycznej: kto komu płaci i dlaczego?
Jednocześnie rośnie skala nierynkowego redysponowania nieprosumenckich źródeł wiatrowych i fotowoltaicznych. Po siedmiu miesiącach tego roku ich produkcję ograniczono o 864 GWh wobec 731 GWh w całym 2024 r.
Prezes Onichimowski podkreślał również, że to mechanizmy rynkowe w głównej mierze powinny wskazywać wytwórcom OZE, kiedy produkcja energii jest opłacalna. Trudniej o to w przypadku prosumentów, dlatego pożądanym kierunkiem byłoby włączanie domowych mikroinstalacji do systemów agregacji, co ułatwiłoby zarządzanie tym źródłami.
Dystrybutorzy chcą zachęcić do poboru energii z OZE
W lipcowej podkomisji brali udział również przedstawiciele dystrybutorów energii, którzy prezentowali działania związane ze zwiększaniem elastyczności.
Bogumiła Strzelecka, wiceprezes Enei Operator, jako przykład wskazała m.in. wprowadzoną od marca tego roku usługę – interwencyjną dostawę mocy czynnej (IDC), której celem jest zwiększenie możliwości zakupu przez odbiorców tańszej energii z OZE w godzinach, gdy jej produkcja jest wysoka.
W ramach IDC spółka komunikuje, kiedy odbiorcy z grup taryfowych A, B i C2, czyli przeznaczonych dla przemysłu i biznesu, mogą bez dodatkowych opłat dystrybucyjnych zwiększyć pobór energii ponad wyznaczoną moc umowną – do poziomu mocy bezpiecznej. Do końca pierwszego półrocza do usługi zgłosiło się 279 odbiorców o łącznej mocy umownej wynoszącej ponad 110 MW. Wartość wyznaczonej dla nich ponadumownej mocy bezpiecznej osiągnęła blisko 83 MW.
Enea Operator szykuje się też do wprowadzenia kolejnej usługi – interwencyjnej regulacji mocy biernej, co ma zwiększyć dostępne zasoby do regulacji napięć. Ponadto spółka planuje też uruchomienie mechanizmu optymalizacji pracy sieci dystrybucyjnej z wykorzystaniem magazynowania energii – dla posiadaczy magazynów energii oraz przedsiębiorstw ciepłowniczych (pompy ciepła, magazyny ciepła, kotły elektrodowe).
Do wprowadzenia opisywanej wyżej usług IDC szykuje się również Energa-Operator, o czym informował prezes spółki prezes Robert Świerzyński. Firma liczy też m.in. na wprowadzenie rozwiązań, które pozwoliłyby na tworzenie „zielonych stref” w miejscach, w których produkcja z OZE jest duża. Odbiorcy otrzymywaliby tam dodatkowe zachęty do zwiększania poboru energii. Wiceprezes Świerzyński wyraził też przekonanie, że dla bezpieczeństwa pracy KSE trzeba również zacząć zarządzać aktywnością prosumentów.
Mariusz Podkański, wiceprezes PGE Dystrybucja, wskazywał m.in., że spółka ma w ofercie taryfy, które pozwalają zwiększyć wykorzystanie energii z OZE. Ponadto firma koncentruje się na takich działaniach jak wdrażanie liczników zdalnego odczytu, a także wzmacnianiu bilansowania sieci na poziomie lokalnym. Wiceprezes Podkański przyznał również, że wyzwaniem dla spółki jest zarządzanie całością sieci, gdyż obecnie odpowiada za to kilka systemów, które trudno zintegrować do jednego, scentralizowanego systemu, obejmującego cały obszar działalności PGE Dystrybucja.
Inteligentnych liczników przybywa szybciej niż użytkowników taryf dynamicznych
Przede wszystkim na taryfach skupiał się natomiast Maciej Mróz, wiceprezes Taurona Dystrybucja, a jednocześnie prezes PTPIREE. Jako jeden z przykładów przywołał uruchomioną na początku 2025 r. grupę taryfową G14dynamic. Została ona stworzona dla odbiorców, którzy dostosowują swój pobór energii do sytuacji w KSE w trakcie poszczególnych godzin doby, co można śledzić m.in. za pomocą stworzonej przez PSE aplikacji Energetyczny Kompas. Do korzystania z tej oferty, podobnie jak i innych taryf dynamicznych, potrzebny jest licznik zdalnego odczytu (LZO).
Choć wiceprezes Mróz podkreślał, że taka oferta może być bardzo korzystna dla odbiorców, którzy potrafią zarządzać swoim zapotrzebowaniem na energię, to jak na razie taryfy dynamiczne nie cieszą się wśród klientów znaczącym zainteresowaniem. W przypadku wspomnianej oferty G14dynamic do połowy roku liczba odbiorców nie przekroczyła setki.
Przypomnijmy, że zgodnie z przepisami odbiorcy indywidualni i mikroprzedsiębiorcy mogą korzystać z ofert sprzedaży energii elektrycznej z ceną dynamiczną od 24 sierpnia 2024 r. Taryfy takie mają obowiązek oferować przedsiębiorstwa obsługujące co najmniej 200 tys. odbiorców końcowych.
Według danych Urzędu Regulacji Energetyki na koniec 2024 r. taryfy dynamiczne miało w ofercie dziewięć przedsiębiorstw. Jednocześnie łączna liczba odbiorców korzystających z umów z ceną dynamiczną wyniosła zaledwie 135. W ostatnim miesiącu ubiegłego roku sprzedano w ten sposób 117 MWh energii.
– Niska popularność może wiązać się z faktem, że najbardziej świadomą grupą odbiorców wyposażonych w LZO są prosumenci, którzy nie są zainteresowani takimi umowami. Na zmniejszenie zainteresowania nowym typem umów wpłynęło również mrożenie cen energii. Zdaniem Regulatora największy potencjał do odniesienia korzyści ze stosowania umów z ceną dynamiczną mają odbiorcy o dużym zużyciu energii np. ogrzewający domy energią elektryczną lub posiadający klimatyzację – informował URE.
Warto przy tym zwrócić uwagę, że poziom montażu tzw. inteligentnych liczników na koniec 2024 r. przekroczył już siedem milionów urządzeń, z czego ponad 6 mln przypada na gospodarstwa domowe.
Zobacz więcej: Polacy mają już ponad 7 mln inteligentnych liczników
O doświadczeniach związanych z korzystaniem z taryf dynamicznych więcej można dowiedzieć się dzięki projektowi #WNLAB, który prowadzi portal WysokieNapiecie.pl.
Zobacz więcej: Taryfa dynamiczna po 6 miesiącach. Oto nasze rachunki
Przedsiębiorstwa muszą zmierzyć się z nową rzeczywistością
Adam Lizończyk ze Schneider Electric w kontekście elastyczności zwrócił również na ważną rolę odbiorców biznesowych.
– Przez wiele lat energia elektryczna w Polsce była stosunkowo tania, więc wiele przedsiębiorstw nie zwracało większej uwagi na jej koszty. Ostatnio zaczęło się to zmieniać – zwłaszcza po kryzysie energetycznym. Firmy zaczęły więc inwestować we własne źródła wytwarzania, takie jak kogeneracja czy fotowoltaika. W przypadku instalacji PV zachęcało do tego również dostępne wsparcie – wskazał Lizończyk.
– Choć rachunki za energię trochę spadły, to przy lepszym zarządzaniu profilem energetycznym można z pewnością osiągnąć jeszcze lepsze rezultaty. Szczególnie widać to choćby w sieciach handlowych, które dysponują wieloma obiektami wyposażonymi w instalacje fotowoltaiczne. Taka sytuacja pozwala na stworzenie wirtualnej elektrowni i elastyczne zarządzanie zużyciem energii – przy wykorzystaniu własnych źródeł PV, jak i rynku energii – dodał dyrektor.
Jego zdaniem dla przedsiębiorstw skończył się czas prostych rozwiązań. Firmy muszą bowiem przywiązywać coraz większą uwagę do kosztów energii i budować swoje strategie w tym zakresie w zależności od wielkości firmy i jej profilu energetycznego, a także celów związanych z dekarbonizacją.
Dlatego od odpowiedniej analizy i zarządzania będzie zależało to, w jakim stopniu miks energetyczny danej firmy będzie korzystał z długoterminowych umów, energii kupowanej na rynku spotowym, umowach PPA czy na własnych źródłach.
– Wiele przedsiębiorstw wciąż nie ma wiedzy o swoim profilu zużycia energii, nie mówiąc już o jego aktywnym zarządzaniu. Największą świadomość mają obecnie firmy energochłonne, dla których koszty energii mają kluczowy udział w kosztach produkcji – ocenił Adam Lizończyk.
Podobnie – jak dodał – jest w przypadku wykorzystywania wahań cen na rynku energii. Coraz więcej firm jest zainteresowana budową magazynów, które pozwoliłyby im spłaszczyć ceny energii w ciągu doby. Świadczy o tym choćby zainteresowanie programem dotacyjnym, ogłoszonym przez NFOŚGW, w którym wpłynęło łącznie 627 wniosków na ok. 27,6 mld zł, przy budżecie ustalonym na ponad 4 mld zł. Łącznie o wsparcie ubiegają się tam projekty magazynów energii o mocy 20,6 GW i pojemności 122 GWh, które są warte w sumie ok. 70 mld zł.
Zobacz więcej: Gigantyczna kolejka po dotacje na magazyny energii. Wnioski na blisko 28 mld zł
Dla porównania magazynów energii u prosumentów jest ponad 60 tys., a ich łączna moc to przeszło 300 MW. W przypadku wielkoskalowych baterii, wspieranych przez rynek mocy, w nadchodzących latach ma ich powstać ponad 4 GW.
Zobacz więcej: Domowe magazyny energii pączkują, ale brakuje tych inteligentnych
Ile mocy nam potrzeba i ile mogą jej dostarczyć magazyny energii?
W dłuższym terminie – jak wskazał Lizończyk – rozwój rynku magazynowania energii jest kluczowy, aby móc przenosić zużycie na okresy większego zapotrzebowania.
– Aktualnie trudno o czysto komercyjne inwestycje w magazyny, zakładające osiągnięcie odpowiedniego zwrotu z kapitału. Bez udziału dotacji lub innych mechanizmów wsparcia wciąż trudno takie inwestycje sfinansować. Niemniej niektóre firmy próbują samodzielnie realizować takie projekty – stwierdził dyrektor Schneider Electric.
Dodał, że w przyszłości można spodziewać się również wzrostu zainteresowania mikrosieciami. Mogą one stanowić dobrą opcję, gdy jest do niej podpięta większa liczba odbiorców, źródła wytwarzania i magazyny energii.
– Można sobie przykładowo wyobrazić strefę przemysłową, w której podmiot mający nadprodukcję energii może ją udostępnić do innych odbiorców podłączonych do tej mikrosieci – podsumował Adam Lizończyk.
