Sieci dzielą się na przesyłowe (wysokiego napięcia), które mają przekazywać duże ilości energii na dalsze odległości, łącząc elektrownie z punktami dystrybucyjnymi oraz na dystrybucyjne (średnich i niskich napięć), dostarczające energię do odbiorców końcowych – gospodarstw domowych, przedsiębiorstw i instytucji. By system działał sprawnie, oba obszary muszą współdziałać i być doinwestowane. Niewystarczająca przepustowość polskich sieci w warunkach gwałtowne rosnącego zainteresowania źródłami „zielonej” energii może być jednym z hamulcowych transformacji energetycznej.
W kraju użytkowanych jest łącznie 875,9 tys. km linii elektroenergetycznych i 273,3 tys. stacji elektroenergetycznych. Zakładany okres eksploatacji infrastruktury sieciowej to minimum 30 lat, z kolei trwałość poszczególnych jej elementów jest zróżnicowana, wynosi od 15 do 80 lat.
Jak zauważa w swoim artykule prof. Waldemar Dołęga z Politechniki Wrocławskiej, infrastrukturze nie pomaga jej struktura wiekowa. Wskazuje on, że aż 54 proc. linii napowietrznych w ramach sieci przesyłowej ma ponad 40 lat, 25 proc. ma między 20 a 40 lat, a tylko 21 proc. – do 20 lat. W przypadku sieci dystrybucyjnych 39 proc. linii napowietrznych ma ponad 40 lat, 40 proc. między 20 a 40 lat i 21 proc. do 20 lat.
NIK zbadał sieci
Najwyższa Izba Kontroli w raporcie z marca tego roku informowała, że przestarzała infrastruktura utrudnia przyłączanie odnawialnych źródeł energii.
„Jakość przesyłanej energii jest coraz niższa, modernizacja sieci kuleje” – informuje NIK. Problemem jest też niepełna transpozycja unijnych przepisów. Brak jednolitego środowiska prawnego opóźnia rozwój sieci dystrybucyjnej.
„Ministerstwo Klimatu i Środowiska z ponad dwuletnim opóźnieniem lub w niepełnym zakresie przygotowało projekty aktów wdrażających akty prawne Unii Europejskiej wymagające transpozycji do polskiego porządku prawnego. Opóźnienia te i brak stosownych regulacji, zdaniem NIK, utrudniały osobom prywatnym i przedsiębiorstwom zaangażowanie się w rozwój sektora energetycznego” – informuje Izba.
Jak zauważa, nowoczesna infrastruktura energetyczna powinna umożliwiać przyłączanie do niej nowych nieemisyjnych źródeł energii, a także nowych odbiorców.
Historycznie w sieciach dystrybucyjnych prąd płynął w jednym kierunku – do odbiorcy. Obecnie, dzięki rozwojowi OZE, energia płynie w różnych kierunkach. Przy czym sieci borykają się nie tylko z wyzwaniami kosztownego i trudnego procesu transformacji, ale też z innymi problemami związanymi z anomaliami pogodowymi, na przykład z bardzo wysokimi temperaturami w okresie letnim, oblodzeniami, śnieżycami, burzami czy gwałtownymi nawałnicami niszczącymi infrastrukturę.
Koła ratunkowe
Na inwestycje potrzeba ogromnych środków finansowych. Prace są czasochłonne, trzeba więc zacząć działać od razu. Poprawa stanu infrastruktury sieciowej rozłożona będzie na długie lata, ale po drodze można ratować się na różne sposoby.
Jednym z nich jest „cable pooling”, czyli współdzielenie kabli energetycznych przez różne jednostki OZE, na przykład wiatrowe i słoneczne. Te dwie technologie rzadko pracują na pełnej mocy w tym samym momencie. Zazwyczaj gdy wieje wiatr, nie świeci słońce. Poza tym często silny wiatr wieje nocą, gdy energia słoneczna nie jest pozyskiwana. Współdzielenie przyłączy do sieci przez źródła wiatrowe i fotowoltaiczne zwiększa efektywność wykorzystania sieci i może być receptą na ograniczenia związane z możliwościami infrastruktury sieciowej.
Innym sposobem na zwiększenie efektywności istniejących sieci jest rozwój technologii inteligentnych sieci, czyli tak zwanych smart grids. Dzięki nowym rozwiązaniom możliwe jest bardziej elastyczne i efektywne zarządzanie przepływami energii, co może łagodzić problem wąskiego gardła infrastruktury sieciowej. Pomocne z punktu widzenia operatorów jest prognozowanie (przy zastosowaniu na przykład sztucznej inteligencji, która potrafi wykorzystać dostępne dane), jak również integracja z systemami magazynowania energii. Formą odciążenia sieci będzie też tworzenie klastrów energii i spółdzielni energetycznych, w ramach których działać będą – lokalnie – producenci energii i konsumenci. Połączenie źródła prądu bezpośrednio z odbiorcą jest korzystne z wielu powodów – poza zmniejszeniem obłożenia sieci wspomnieć można choćby krótki dystans, mniejsze straty na przesyle, bieżącą kontrolę stanu infrastruktury na praktycznie całym odcinku.
Kosztowne inwestycje
W marcu tego roku Polskie Sieci Elektroenergetyczne przedstawiły projekt rozwoju sieci przesyłowej na lata 2025–2034. Zakłada on budowę 4850 km nowych linii 400 kV, postawienie 28 nowych stacji i modernizację 110 oraz budowę lądowej linii stałoprądowej. Rozwój sieci umożliwi przyłączenie nowych jednostek wytwórczych, w tym źródeł odnawialnych i jądrowych.
„Pozwoli m.in. na wyprowadzenie do około 18 GW mocy z morskich elektrowni wiatrowych, 45 GW elektrowni fotowoltaicznych, ponad 19 GW farm wiatrowych oraz przyłączenie elektrowni jądrowej na Pomorzu, a także oddanie do eksploatacji małych reaktorów jądrowych” – informowały PSE.
Jednym z najważniejszych projektów w planie rozwoju jest budowa połączenia stałoprądowego (HVDC) łączącego północ z południem kraju. Pozwoli ono na przesyłanie mocy z nowych źródeł wytwórczych do odbiorców, bez obciążania przy tym reszty sieci przesyłowej. PSE podkreśla też potrzebę wzmocnienia północno-zachodniej i zachodniej części kraju. Łączne szacowane nakłady na inwestycje wynoszą około 64 mld zł do 2034 roku. Spółka podkreśla, że sieć po sfinalizowaniu prac umożliwi realizację transformacji energetycznej kraju i docelowo pozwoli na osiągnięcie neutralności klimatycznej w 2050 roku.
Te plany dotyczą sieci przesyłowej. Oddzielną kwestią są inwestycje w sieć dystrybucyjną. Jesienią 2021 roku powołany został przez prezesa URE zespół pracujący nad Kartą Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki. Zespół wykazał, że by zrealizować scenariusz określony przez jego członków jako umiarkowany, do 2030 roku należy wydać 130 mld zł. Kwota ta przewiduje inwestycje w budowę i modernizację sieci, ale też w cyfryzację, automatyzację usług zwiększających elastyczność sieci, przyłączanie nowych źródeł wytwórczych (w tym OZE) i odbiorców. Przy czym od tamtej pory ceny na rynkach mocno wzrosły, na co wskazywał już sam prezes URE Rafał Gawin. Kwotę tę należałoby więc zaktualizować.
W projekcie aktualizacji „Polityki energetycznej państwa do 2040 roku” (poddanym konsultacjom w czerwcu 2023 roku) wskazano z kolei, że na modernizację i rozwój sieci elektroenergetycznych – łącznie, przesyłowych i dystrybucyjnych – potrzeba będzie około 500 mld zł. Przyjęcie takiego planu oznaczałoby konieczność inwestowania każdego roku około 28 mld zł. Bardzo dużo. Tymczasem inwestycje w infrastrukturę sieciową w taryfach dystrybucyjnych w latach 2022–2024 zostały zagwarantowane na poziomie, odpowiednio, 8, 10 i 13 mld zł.
Trzeba działać już teraz
Inwestycje są nieuniknione, zapotrzebowanie na prąd będzie rosło ze względu na elektryfikację przemysłu, transportu i ciepłownictwa. To konieczne również ze względu na nowe źródła OZE, które powstają w szybkim tempie. Resort klimatu zapowiada, że do 2030 roku nawet połowa energii elektrycznej zużywanej w Polsce będzie pochodziła ze źródeł odnawialnych. Budowę sieci wymuszają też inwestycje wiatrowe na morzu. Aby rozprowadzić prąd z Bałtyku do uprzemysłowionej południowej części kraju, trzeba stawiać nową infrastrukturę. Podobne wymogi będą się wiązały z powstaniem elektrowni atomowej.
Wyzwań jest dużo. Polskie Sieci Elektroenergetyczne dążą do polubownego pozyskiwania tytułów prawnych umożliwiających budowę infrastruktury przesyłowej na terenach, na których prow … czytaj dalej
Zgłoś naruszenie/Błąd
Pozytywnie
Neutralnie 
Negatywnie
Lubię to!
Super
Ekscytujący 
Ciekawy
Smieszny
Smutny
Wściekły
Przerażony
Szokujący
Wzruszający
Rozczarowany
Zaskoczony
Prawda
Manipulacja
Fake news
Oryginalne źródło ZOBACZ
Dodaj kanał RSS
Musisz być zalogowanym aby zaproponować nowy kanal RSS