Operator systemu energetycznego przygotował aktualizację planu rozwoju sieci. Operator uaktualnia potrzeby rozwoju sieci przesyłowych zgodnie z rosnącą liczbą umów przyłączeniowych i warunków nowych źródeł do produkcji prądu. Ruszyły jednocześnie konsultacje planu, które potrwają do 5 kwietnia.
Skala inwestycji
Jak wyjaśnia operator, dokument „Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2025–2034” zawiera wariantowe scenariusze rozwoju, plany rozbudowy infrastruktury przesyłowej oraz wyniki analiz wystarczalności zasobów wytwórczych. W związku z potrzebami podłączeń nowych źródeł energii i rozprowadzeniem energii po kraju potrzebne będą inwestycje uwzględniające budowę 4850 km torów nowych linii 400 kV, 28 nowych i 110 zmodernizowanych stacji oraz lądowej linii stałoprądowej. Koszt tych inwestycji to 64 mld zł do 2034 r. Pozwoli m.in. na wyprowadzenie do ok. 18 GW mocy z morskich elektrowni wiatrowych, 45 GW z elektrowni fotowoltaicznych, ponad 19 GW z farm wiatrowych oraz przyłączenie elektrowni jądrowej na Pomorzu (3,7 GW), która także ma już warunki przyłączenia do sieci. Według analiz PSE w 2034 r. źródła OZE mogłyby dostarczyć, w zależności od scenariusza, od 162 do 212 TWh energii rocznie, jednak ich realna produkcja będzie na poziomie 139–163 TWh, co przekłada się na 55–58 proc. udziału w krajowej produkcji.
Czytaj więcej
Wzrost udziału OZE w systemie energetycznym to nie tylko niższa emisja CO2, mniej spalonego węgla czy okresowo niższe ceny prądu. To także ryzyko awarii bloków węglowych, których nadal potrzebujemy do stabilizacji dostaw energii.
Kolejka chętnych na podłączenie
Raport powstał na bazie zgłoszonych przez rynek planów inwestycyjnych już zaakceptowanych przez PSE. Według stanu na koniec 2023 r. PSE mają zawarte umowy o przyłączenie jednostek wytwórczych o łącznej mocy 20,2 GW, w tym 8,7 GW dot. konwencjonalnych jednostek wytwórczych, a pozostała moc ok. 11,5 GW dot. instalacji OZE, z czego 8,4 GW dot. morskich farm wiatrowych. Dodatkowo PSE mają zawarte umowy o przyłączenie systemów dystrybucyjnych o łącznej mocy 595,1 MW i magazynów energii elektrycznej o łącznej mocy 1,9 GW. Ponadto według danych na koniec 2023 r. wydały warunki przyłączenia dla elektrowni jądrowej o mocy 3,7 GW lądowych farm wiatrowych o łącznej mocy 1 GW instalacji fotowoltaicznych o łącznej mocy 4,7 GW morskiej farmy wiatrowej o mocy 101 MW, konwencjonalnych źródeł energii o łącznej mocy 300 MW, magazynów energii elektrycznej o łącznej mocy 9,7 GW, instalacji odbiorczych (w tym transformatorów potrzeb ogólnych elektrowni) o łącznej mocy 1 GW, systemów dystrybucyjnych wnioskujących o przyłączenie do sieci przesyłowej o mocy 3,8 GW.
Zabraknie rezerwy mocy?
Plan PSE wskazuje także – na bazie obecnie zgłoszonych do podłączenia instalacji – że w kolejnych latach potrzebne będą dodatkowe moce wytwórcze do produkcji prądu poza tymi już zgłoszonymi, aby zapewnić bezpieczną rezerwę mocy. Wymagana dodatkowa moc dyspozycyjna do produkcji prądu rośnie w biegiem lat. W 2025 r. zabraknie ok, 1,4 GW, w 2026 r. (kiedy skończy się zgodnie z wciąż obowiązującym prawem rynek mocy dla starych elektrowni węglowych 3,4 GW a w 2034 r. już 6,8 GW. Problem w latach 30 będzie narastał. Po 2035 r., kiedy skończą się kontrakty mocowe dla największych elektrowni węglowych w Kozienicach, Jaworznie i Opolu luka ta wyniesie ponad 11,2 GW. W 2040 r. luka w dostępnej mocy może już wynieść 13,6 GW. To jednak tylko przy założeniu, że żadne nowe moce poza tymi, które obecnie są, nie powstaną.
