Podpinamy elektryki do ładowania. Oto jak wygląda polska sieć (i co musi się zmienić)

Tej zimy bilans energetyczny kraju był napięty, a sytuacja będzie jeszcze bardziej skomplikowana. Na drogach pojawia się coraz więcej samochodów, które nie są tankowane, a ładowane. Czy można "zwiększyć moc" i czy nasza niezbyt nowoczesna infrastruktura to wytrzyma?

Do słynnego miliona samochodów elektrycznych (według słów premiera już za trzy lata) nieco nam brakuje, ale i tak rynek samochodów elektrycznych i zelektryfikowanych (np. hybryd plug-in) rośnie jak na drożdżach. W lutym na polskich drogach było około 20 tys. elektryków i tyle samo hybryd z możliwością ładowania ze źródła zewnętrznego. Jednak ten prąd w akumulatorach nie bierze się z powietrza – trzeba go wytworzyć i przesłać. Czy to w Polsce możliwe?

Żeby jazda elektrykiem była naprawdę "eko", prąd musi powstać bez emisji dwutlenku węgla czy innych szkodliwych cząsteczek. O ile rozwój "zielonych" źródeł energii cieszy, tak jeszcze przed nami długa droga – w styczniu 2022 roku nadal w energetyce dominował węgiel kamienny. To z niego osiągnięto nieco ponad 46 proc. energii. Drugi na podium był węgiel brunatny, odpowiadający za ok. 24 proc. produkcji prądu. Instalacje wiatrowe to ponad 18 proc. produkcji, a za nimi znalazły się elektrownie gazowe czy wodne. Ewolucja jest jednak nieunikniona, na co wskazuje poniższy wykres przedstawiający źródła prądu w Polsce od lat 60. XX wieku:

Przyjąłem dwa hipotetyczne scenariusze – przeciętnej, średniej miejscowości i dużego miasta z ładowarkami. W pierwszym przypadku mowa o 20 tys. pojazdów ładowanych ładowarkami naściennymi o mocy 11 kW, w drugim, czysto teoretycznym "stress teście sieci" – okrągłym, "rządowym" milionie wpiętym w szybkie (choć już czysto na papierze) ładowarki.

– Zapotrzebowanie na moc 20 tys. elektrycznych samochodów zasilanych ładowarkami 11 kW to ok. 220 MW – informuje Maciej Wapiński z Polskich Sieci Energetycznych. – Jest to mniej więcej jedna trzecia mocy nowego bloku gazowego klasy 600 MW. Dla porównania zimowe szczytowe zapotrzebowanie w krajowym systemie elektroenergetycznym wynosi ok. 26 GW (26 000 MW) – dodaje.

– Taki wzrost zapotrzebowania byłby oczywiście znaczący. Jednak z punktu widzenia Operatora Systemu Przesyłowego nie stanowiłby on problemu, zwłaszcza że ładowanie następowałoby w godzinach wieczornych lub w nocy, czyli poza szczytem zapotrzebowania – podsumowuje Wapiński.

Jak można przeczytać w raporcie "Sieci dystrybucyjne i elektromobilność" opracowanym przez Forum Energii, "największe zapotrzebowanie w na ładowanie w domach jest obserwowane w godzinach wieczornych – po godzinie 17, czyli po powrocie z pracy – a szczyt uzupełniania energii przypada na wczesne godziny wieczorne (około godziny 20)".

A co jeśli podepniemy więcej aut pod mocniejsze ładowarki? W przypadku ładowania 100 tys. samochodów ładowarkami o mocy 50 kW (to np. punkty firmy Greenway) mamy do czynienia z zapotrzebowaniem wynoszącym do 5 GW.

– Jest to już istotna moc, porównywalna z tą osiąganą przez całą Elektrownię Bełchatów (obecnie największą elektrownię w Polsce). Zaspokojenie takiego dodatkowego zapotrzebowania z pewnością wymagałoby budowy nowych źródeł wytwórczych. Należy jednak zwrócić uwagę, że zapotrzebowanie na moc generowane przez ładowarki pojazdów elektrycznych na tym poziomie nie pojawiłoby się nagle. Proces dochodzenia do takiego zapotrzebowania rozłożony byłby na wiele lat, co pozwoliłoby na stopniową budowę wymaganych dodatkowych mocy wytwórczych – informuje przedstawiciel PSE i zwraca uwagę na inne aspekty.

– Warto przy tym zwrócić uwagę, że powyższe odpowiedzi stanowią punkt widzenia Operatora Systemu Przesyłowego będącego właścicielem sieci najwyższych napięć tj. 400 i 220 kV. Sieci te z założenia są przystosowane do przesyłania dużych ilości energii elektrycznej na dużych dystansach. Intensywny rozwój rynku pojazdów elektrycznych może natomiast powodować lokalne problemy w sieciach niższych napięć – informuje mój rozmówca.

No właśnie – niższych napięć, czyli prądu używanego do zasilania żelazka czy pralki. W tym wypadku mówimy o pięciu operatorach, którzy podzielili Polskę między siebie. To Energa, ENEA, Tauron, Innogy i PGE. Każdy z nich ma inny region, a więc inne wyzwania – głównie modernizacji sieci.

Jak informowała Najwyższa Izba Kontroli w 2017 roku, polska sieć jest wiekowa, ma małą gęstość i nie jest wystarczająco skablowana (to znaczy, że mamy linie napowietrzne, a nie prowadzimy energii pod ziemią). Na 1 tys. km2 w Polsce przypada 41 km sieci elektroenergetycznej. W Niemczech jest to 100 km, w Szwajcarii 161 km.

O sieci najłatwiej myśleć jak o drogach. Najpierw prąd płynie sieciami najwyższych napięć (powiedzmy, że jest to autostrada), później, dzięki stacjom transformatorowym, trafia do sieci wysokich, średnich i niskich napięć (kolejno: droga krajowa, główna i w końcu dojazdowa).

90 proc. linii elektroenergetycznych wysokiego napięcia miała według NIK ponad 10 lat (z czego 43 proc. ponad 40 lat). Najmłodsze były linie niskiego napięcia, lecz wciąż 32 proc. miała ponad 40 lat. Ponad połowa stacji i rozdzielni została wybudowana ponad 30 lat temu.

Trzeba więc inwestować – W 2019 roku Enea wydała na modernizację sieci 900 mln zł, Energa – ponad 1,3 mld zł, Stoen (Innogy) – 230 mln, a PGE – 2,2 mld. Operatorzy sieci dystrybucyjnych informują, że niezbędna jest wymiana kabli na takie o większej mocy przesyłowej, podobnie jest z transformatorami. Największym problemem jest budowa ładowarek przy trasach, w miejscach gdzie dziś konsumpcja prądu jest mała. To oznacza – ponownie – rozbudowę stacji transformatorowych i zwiększenie mocy Głównych Punktów Zasilania.

– Rozwój sieci elektroenergetycznych będzie musiał nadążać za rozwojem elektromobilności, OZE i elektryfikacji ogrzewnictwa. Właśnie trwają prace nad "Kartą Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki" pomiędzy m.in. URE (Urząd Regulacji Energetyki) a operatorami sieci dystrybucyjnych, która powinna pomóc w zaplanowaniu rozwoju sieci w zgodzie z potrzebami transformacji energetycznej – tłumaczy Tobiasz Adamczewski z Fundacji Forum Energii.

Karta ma zdiagnozować nadchodzące problemy sieci, określić narzędzia i wymagane zmiany legislacyjne. Jest opracowywana od listopada 2021 roku. – Środki potrzebne na realizację niezbędnych w energetyce inwestycji są ogromne – powiedział podczas marcowego spotkania w jej sprawie wiceminister Piotr Dziadzio.

Jednak to nie elektromobilność napędza zmiany – ten tytuł należy do rosnącej mocy odnawialnych źródeł energii. Od początku 2019 roku do końca 2021 roku liczba mikroinstalacji wzrosła o 1475 proc. Łącznie na koniec 2021 roku było ich prawie 854 tysiące, a ich moc to 6 GW – informuje Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej. W samym tylko 2021 roku przyłączono ponad 396 tys. mikroinstalacji.

Niestety, tutaj zdarzają się problemy. Zbyt dużo instalacji w obrębie jednej stacji SN/nn (średniego napięcia/niskiego napięcia), małe zapotrzebowanie na prąd w momencie największego nasłonecznienia czy nawet niepoinformowanie operatora o jej założeniu to główne przyczyny awarii. Mówiąc wprost: sieć była projektowana do dostarczania energii do odbiorcy, a nie jej odbierania od niego. No i jeszcze ten prąd wypadałoby gdzieś zgromadzić, a nie wysyłać w świat.

Rozwiązaniem tego problemu ma być technologia pojazd-sieć (vehicle-to-grid, V2G). Wówczas auto podpięte do sieci nie tylko może odbierać energię, ale i oddawać ją później z powrotem do niej. W praktyce samochód zamienia się w gigantyczny powerbank o pojemności 40, 60 a nawet ponad 100 kWh.

– Porównując ceny magazynu energii z samochodem elektrycznym, baterie w tym drugim okazują się znacznie tańsze (w ujęciu jednostkowym). Brakuje natomiast prostych standardów i rozwiązań dwukierunkowego transferu energii – informuje Karol Łukasik, rzecznik prasowy PGE Dystrybucja S.A.

– Można sobie wyobrazić również firmę z dużą flotą samochodów elektrycznych, które są użytkowane średnio przez 12h na dobę. Pozostały czas mogą podpięte do sieci stanowić rezerwę magazynową dla systemu. Dla właściciela to dodatkowy przychód, a dla systemu usługa elastyczności – dodaje Łukasik.

Warunkiem jest jednak ewolucja w kierunku sieci inteligentnej, która reaguje automatycznie na zachowanie odbiorców. Do tego potrzebne są np. smart liczniki. W Polsce obejmują mniej niż 10 proc. rynku i są rozłożone nierównomiernie, głównie na północy kraju. Według projektu Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku 80 proc. odbiorców będzie miało takie liczniki w domach. Niestety, jest to tylko projekt i myślenie życzeniowe. Na razie motoryzacja nie stanowi zagrożenia dla sieci energetycznej, ale wymusi na niej drogą, skomplikowaną i czasochłonną ewolucję.