120 GW OZE bez dostępu do sieci. Czy przyłącze staje się najcenniejszym aktywem energetycznym?

Co najmniej 120 GW planowanych elektrowni odnawialnych w Unii Europejskiej może nie znaleźć miejsca w sieci do 2030 r. To więcej niż moc wszystkich polskich elektrowni, farm wiatrowych oraz instalacji fotowoltaicznych razem wziętych. Problemem nie jest już więc brak projektów oraz kapitału. Coraz częściej brakuje najważniejszego elementu, czyli możliwości wprowadzenia energii.

Czy Europa potrafi budować OZE szybciej niż sieci?

Jeszcze nie tak dawno największą przeszkodą dla transformacji energetycznej był koszt technologii. Dzisiaj panele fotowoltaiczne, turbiny oraz magazyny energii są coraz tańsze. Gdyby tego było mało, inwestorzy potrafią stosunkowo szybko realizować nawet duże projekty. Jednakże sieci elektroenergetyczne działają w innym tempie.

Budowa farmy słonecznej może potrwać kilkanaście miesięcy. Natomiast przygotowanie nowej linii przesyłowej często zajmuje wiele lat. Potrzebne są decyzje środowiskowe, grunty, pozwolenia oraz konsultacje społeczne. Do tego dochodzą problemy z dostawami transformatorów i przewodów, co w efekcie tworzy infrastrukturalną lukę.

Jak podaje ośrodek analityczny Ember, dostępna przepustowość sieci nie wystarczy dla części planowanych inwestycji. Do 2030 r. zagrożone może być przynajmniej 120 GW nowych mocy OZE. Nie chodzi tutaj o projekty czysto teoretyczne. To źródła uwzględnione w krajowych planach rozwoju energetyki.

Również Komisja Europejska przyznaje, że sieć wymaga ogromnej wręcz modernizacji. Wg unijnego planu działania do 2030 r. potrzeba ok. 584 mld euro na inwestycje. Równocześnie ok. 40 proc. europejskich sieci dystrybucyjnych powstało ponad 40 lat temu.

To zmienia logikę rynku. Sama możliwość zbudowania źródła nie gwarantuje jeszcze sukcesu. Liczą się przede wszystkim możliwości skutecznego przyłączenia.

Dlaczego warunki przyłączenia zaczynają decydować o wartości projektu?

Projekt OZE bez warunków przyłączenia przypomina fabrykę bez drogi dojazdowej. Owszem, może mieć dobrą lokalizację, technologię czy finansowanie. Ale bez dostępu do infrastruktury nie będzie generował przychodów.

Dlatego inwestorzy coraz częściej analizują sytuację sieciową. Sprawdzają nie tylko nasłonecznienie i siłę wiatru, lecz także badają obciążenie stacji, plany operatora oraz lokalne ograniczenia.

Zmienia się także proces wyceny projektów. Kilka lat temu najważniejsze były grunty, pozwolenia i parametry produkcji. Obecnie ogromną wartość ma także umowa przyłączeniowa. W niektórych przypadkach to właśnie ona przesądza o atrakcyjności całej inwestycji.

Prawo do przyłączenia ma kilka cech rzadkiego aktywa. Jego podaż jest ograniczona, a popyt szybko rośnie. Ponadto nowej przepustowości nie da się stworzyć natychmiast. Z tego właśnie powodu dwa podobne projekty mogą mieć zupełnie inną wartość. Załóżmy, że pierwszy posiada zabezpieczone przyłącze, drugi zaś dopiero czeka na decyzję operatora. Dzielić je może zaledwie kilka kilometrów, ale także kilka lat w terminie realizacji.

Kolejka przyłączeniowa kosztuje realne pieniądze

Oczekiwanie na dostęp do sieci nie jest neutralne finansowo. Każdy rok opóźnienia to kolejne wydatki. Inwestor płaci za grunty, dokumentację oraz pracę zespołu projektowego. Rosną także koszty kapitału, bowiem banki również skrupulatnie wyliczają ryzyko przekroczenia terminu. A im mniej pewna jest to data, tym trudniej uzyskać atrakcyjne finansowanie.

Problem dotyka też umów sprzedaży energii. Projekt może mieć zawarta długoterminową umowę PPA, ale bez terminowego przyłączenia nie dostarczy zakontraktowanego wolumenu. Wówczas pojawia się ryzyko kar oraz renegocjacji kontraktu.

Następny koszt kolejek przyłączeniowych to ceny transakcyjne. Projekt, który ma już dostęp do sieci uzyskuje premię, natomiast inwestycje bez przyłącza stają się bardziej spekulacyjne.

Polskie dane pokazują powagę tych wszystkich aspektów. Wg danych URE w latach 2023-2024 operatorzy wydali 15 227 odmów przyłączenia. Wnioski tyczą ponad 157 GW mocy. Urząd zastrzega jednak, że część inwestorów mogła składać podobne wnioski wielokrotnie, przez co nie można uznać 157 GW za rzeczywistą wartość zablokowanych projektów. Co nie zmienia faktu, że konkurencja o dostęp do sieci jest bardzo duża.

Sieć nie jest pełna przez cały czas

Tradycyjne podejście do przyłączeń opiera się na scenariuszu maksymalnym. Operator zakłada, że każde źródło energii może w tym samym momencie pracować z pełną mocą, a to chroni bezpieczeństwo systemu. Przy czym ma możliwość blokady projektów, które w praktyce rzadko osiągają wspólny szczyt produkcji.

Fotowoltaika produkuje najwięcej w środku dnia. Natomiast farmy wiatrowe często osiągają wysoką generację wieczorem lub nocą. Nie są to wprost przeciwstawne profile, ale niejednokrotnie uzupełniają się w różnych przedziałach czasowych. Dlatego nominalna suma mocy nie zawsze odpowiada rzeczywistemu obciążeniu sieci.

Przyłącze o mocy 100 MW może obsługiwać instalacje o większej łącznej mocy. Potrzebny jest jednak system sterowania. Musi on pilnować, by eksport energii nie przekroczył uzgodnionego limitu. I właśnie na tej zasadzie działa cable pooling.

Jak cable pooling pozwala dzielić jedno przyłącze?

Cable pooling to nic innego, jak współdzielenie miejsca przyłączenia przez kilka instalacji. Może to być np. farma wiatrowa i fotowoltaiczna. Nie ma również większych zastrzeżeń, by do takiego układu dołączył magazyn energii.

Gdy produkcja winduje wysoko, magazyn pobiera nadwyżkę. Może oddać energię do sieci, kiedy generacja spada. Dzięki temu infrastruktura pracuje bardziej równomiernie.

URE wyjaśnia, że polskie przepisy dot. cable poolingu obwiązują od 1 października 2023 r. Początkowo pozwalały łączyć kilka instalacji OZE w jednym miejscu. Dziś jednak rynek potrzebuje ujednoliconych zasad stosowania nowych regulacji.

W 2026 r. formułę rozszerzono. Wg PSE współdzielenie miejsca przyłączenia może obejmować także magazyny lub inne rodzaje instalacji. To ważna zmiana, gdyż sam magazyn nie wytworzy nowej energii, lecz zmieni jej rozkład w czasie. Może więc ograniczać szczytową moc eksportowaną przez hybrydowy projekt. Cable pooling wprawdzie nie zwiększa przepustowości sieci, ale pozwala wykorzystać ją efektywniej.

Przyłączenie warunkowe zamiast wieloletniego oczekiwania

Innym rozwiązaniem są elastyczne lub warunkowe umowy przyłączeniowe. Inwestor otrzymuje dostęp do sieci, ale nie przez całą dobę. Operator może ograniczyć jego moc w momentach dużego przeciążenia. Taki model ma sens tam, gdzie sieć pozostaje przeciążona tylko okresowo.

Zamiast odmawiać przyłączenia, operator mógłby zaoferować niższy poziom gwarancji. Projekt ruszy szybciej, ale przy akceptacji ryzyka redukcji produkcji.

Analiza przygotowana dla ACER pokazuje podobne rozwiązania w Holandii. Tamtejsze umowy non-firm pozwalają użytkownikom korzystać z sieci poza okresami największego przeciążenia. W zamian mogą oni otrzymywać niższe taryfy sieciowe.

Przeniesienie tego na polski grunt wymaga jednak precyzyjnych zasad. Inwestor musi wiedzieć, kiedy operator może ograniczyć jego eksport. Potrzebuje także danych o przewidywanej skali redukcji. Bez tych informacji właściciel nie oceni rentowności projektu, a bank – szacowanych przychodów. Warunkowe przyłączenie nie powinno zatem oznaczać pełnej dowolności operatora, lecz być mierzalnym produktem sieciowym.

Większa moc bez stawiania nowych słupów

Rozbudowa sieci jest koniecznością. Nie każdą linię trzeba jednak od razu zastępować nową. Część infrastruktury można lepiej wykorzystać dzięki rozwiązaniom cyfrowym. Przykładem jest dynamiczna obciążalność linii, czyli Dynamic Line Rating.

Tradycyjnie operator ustala bezpieczną przepustowość na podstawie konserwatywnych założeń pogodowych. Tymczasem temperatura przewodu zależy od wiatru, temperatury powietrza oraz stopnia nasłonecznienia. Gdy mocno wieje, przewody szybciej się chłodzą. Linia może więc bezpiecznie przesyłać więcej energii. Ma to szczególne znaczenie dla farm wiatrowych, ponieważ wysoka produkcja często występuje podczas dobrego chłodzenia przewodów.

ENTSO-E wskazuje, że Dynamic Line Rating wykorzystuje rzeczywiste warunki pracy linii. Pozwala tym samym bezpieczniej zwiększać użycie istniejącej infrastruktury. Pomóc mogą również urządzenia sterujące przepływami mocy. Kierują one energię na mniej obciążone fragmenty sieci. Znacznie mają także cyfrowe stacje, automatyka oraz dokładniejsze prognozy generacji.

Każda z tych technologii kupuje operatorom czas. Nie zastąpi jednak nowych przewodów i stacji.

Ograniczenia sieci mają już konkretną cenę

Wąskie gardła nie są problemem wyłącznie przyszłych inwestycji, gdyż już teraz wpływają na działające elektrownie i rachunki odbiorców. Jak podaje ACER, zarządzanie przeciążeniami europejskich sieci kosztowało w 2023 r. ok. 4,3 mld euro. Ograniczenia doprowadziły również do redukcji ponad 12 TWh energii odnawialnej.

Innymi słowy – czysta energia mogła powstać, ale system nie potrafił jej przesłać. Operatorzy będą więc musieli ograniczać produkcję OZE. Jednocześnie uruchamiali inne jednostki w dogodniejszych miejscach. Takie działania nazywa się redysponowaniem.

Koszt ostatecznie ponosi rynek. Objawia się to w taryfach, opłatach sieciowych lub mechanizmach bilansujących. Z tego powodu niewykorzystana sieć jest podwójnie droga. Najpierw blokuje nowe projekty. Następnie podnosi koszt działania już istniejącego systemu.

Przyłącze może stać się przedmiotem spekulacji

Rosnąca wartość warunków przyłączenia tworzy także nowe ryzyko. Część podmiotów może rezerwować przepustowość bez realnej gotowości do budowy. Powstają wtedy projekty tzw. „papierowe”. Wprawdzie posiadają one swoje miejsce w kolejce, ale mają gruntów, finansowania lub decyzji administracyjnych.

Takie zjawisko tylko zwiększa skalę problemu. Operator widzi dużą liczbę wniosków, lecz nie wie, które inwestycje rzeczywiście powstaną. Wobec tego regulatorzy wprowadzają kamienie milowe, opłaty sieciowe oraz zabezpieczenia finansowe. Ich celem jest odsianie projektów czysto spekulacyjnych.

PSE informują, że od 2026 r. polskie zasady obejmują m.in. zabezpieczenia wykonania umowy. Skrócono także ważność nowych warunków przyłączenia z dwóch lat do roku. Takie mechanizmy mogą uwolnić zarezerwowaną przepustowość. Muszą jednak uwzględnić realia inwestycyjne. Zbyt krótkie terminy mogą bowiem wyeliminować także dobre projekty.

Kluczem jest zatem równowaga. Rynek potrzebuje dyscypliny, ale również przewidywalności.

Magazyn energii nie zawsze rozwiąże problem

Łączenie magazyny z OZE często poprawia profil pracy inwestycji. Nie oznacza jednak automatycznego usunięcia każdego ograniczenia. Wiele bowiem zależy od lokalnego charakteru przeciążenia. Jeżeli problem występuje przez kilka godzin dziennie, magazyn może pomóc. Natomiast kiedy sieć jest przeciążona przez tygodnie, potrzebna byłaby ogromna pojemność.

Znaczenie ma również strategia pracy baterii. Magazyn może reagować na ceny, usługi systemowe albo potrzeby sieci. Te cele nie zawsze występują w tym samym czasie.

Operator potrzebuje redukcji eksportu podczas lokalnego szczytu. Natomiast właściciel może sprzedać energię podczas wysokiej ceny krajowej. To sprawia, że skuteczne hybrydy wymagają wyraźnych sygnałów ekonomicznych. Potrzebne są też czytelne zasady sterowania.

Czy sieć jest dziś ważniejsza od elektrowni?

Bez nowych źródeł nie będzie transformacji. Jednak bez sieci nowe źródła pozostaną tylko projektami w dokumentach. Dlatego przewaga konkurencyjna przesuwa się w stronę infrastruktury. Najbardziej wartościowe projekty będą miały nie tylko dobrą technologię. Zdobędą także dostęp do stacji, linii oraz elastycznych odbiorców. Ważne staną się lokalizacja i profil generacji. Liczyć się będzie również możliwość współpracy z magazynem.

Samo przyłącze nie generuje energii ani przychodów bez źródła. Mimo tego, może decydować, czy projekt w ogóle wejdzie na rynek. Można więc stwierdzić, że sieć nie staje się ważniejsza od mocy wytwórczej, lecz staje się warunkiem jej wartości.

W kolejnej dekadzie, w energetyce nie wygra ten, kto zaplanuje najwięcej megawatów. Wygra ten, kto będzie potrafił bezpiecznie zmieścić je w systemie.

---

Michał Krajniak

Dziennikarz analityczny, który patrzy na energetykę przez pryzmat polityki i gospodarki. Opisuje wyzwania sektora oraz przygląda się postępującym trendom rynkowym.