INFORMACJE ZE SPÓŁEK

Przyszłość musi być smart
(Stoen Operator)
Cyfryzacja, inteligentne sieci elektroenergetyczne (smart grid) oraz nowe role i usługi na rynku energetycznym są kluczowymi elementami transformacji energetyki. Za toczącymi się zmianami muszą także podążać operatorzy systemów dystrybucyjnych.

W 2024 roku Stoen Operator położył szczególny nacisk na inicjatywy związane z rozbudową sieci oraz budową nowych, strategicznych obiektów infrastruktury sieciowej. Na realizację planów inwestycyjnych w ubiegłym roku operator przeznaczył rekordową kwotę ok. 650 mln zł.

Dobór elementów infrastruktury do smartyfikacji to często efekt szeregu różnych działań. W spółce warszawskiego operatora składają się na nie między innymi pilotażowe projekty badawczo-rozwojowe, w trakcie których testuje się innowacyjne rozwiązania. Jeżeli są one korzystne, spółka wdraża je na szerszą skalę. Duże znaczenie ma również optymalne wykorzystanie przepustowości sieci oraz jej zwiększanie tam, gdzie jest to najbardziej potrzebne. Oprócz tradycyjnej rozbudowy jest to możliwe właśnie dzięki zastosowaniu inteligentnych rozwiązań.

By sprostać potrzebom rynku i klientów, z których coraz większa część występuje w roli prosumentów, niezbędnym procesem jest wprowadzenie coraz nowocześniejszych rozwiązań z obszaru cyfryzacji. Stoen Operator wprowadza standaryzację na różnych poziomach. Przykładem takiego działania jest m.in. ujednolicenie sposobu budowy inteligentnych stacji w całej Grupie E.ON – zgodnie ze standardem kryjącym się pod nazwą „DigiONS”. Takie podejście pozwala spółce np. budować modułowe stacje smart, w których montuje łatwo wymienialne komponenty od różnych dostawców. Tego typu obiekty uruchamia się w prostszy sposób, nie są potrzebne indywidualne i skomplikowane projekty, a ewentualna wymiana urządzeń jest znacznie prostsza i szybsza. To przykład wdrażania smartyfikacji na niespotykaną dotąd skalę.

Modernizacja stacji Zamość zakończona
(PGE Dystrybucja)
Zamojski oddział PGE Dystrybucja ukończył realizację projektu pn. „Modernizacja stacji 220/110/15 kV Zamość”, którego efektem jest podniesienie stabilności dostaw energii elektrycznej, a także zwiększenie potencjału przyłączania OZE do sieci dystrybucyjnej. Koszt inwestycji wyniósł niespełna 48 mln zł, z czego ponad 27,5 mln zł pokryła dotacja z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.

Przebudowany obiekt jest stacją współdzieloną, przyłączoną bezpośrednio do infrastruktury Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Do rozdzielni PSE 220 kV wprowadzona jest linia 220 kV „Dobrotwór”, przez którą odbywa się tranzyt energii w ramach wymiany międzynarodowej.

Prace przebiegały w pięciu etapach. Napowietrzną rozdzielnię 110 kV przebudowano na wnętrzową w układzie dwusystemowym w technologii (GIS). Zmodernizowana została także rozdzielnia średniego napięcia 15 kV. Została ona wykonana jako dwusystemowa, czterosekcyjna, czteroprzedziałowa, wolnostojąca, w izolacji powietrznej, dostosowana parametrami do docelowej pracy z transformatorami
o mocy 40 MVA.

Realizacja zadania inwestycyjnego została wsparta przez fundusze zewnętrzne. PGE Dystrybucja w 2022 roku złożyła wniosek o dofinansowanie projektu modernizacji stacji Zamość w naborze pn. „Rozwój infrastruktury elektroenergetycznej na potrzeby rozwoju stacji ładowania samochodów elektrycznych” zorganizowanym w ramach Funduszu Modernizacyjnego.

PGE Dystrybucja uzyskała dotację także na zasilenie terenu Euro-Park Stalowa Wola, Programu Liczniki Zdalnego Odczytu oraz budowę trzech magazynów energii: Warta, Jeziorsko i Cisna.

Iwestycja w Żaganiu
(Enea Operator)
Enea Operator, PSE oraz Tauron Dystrybucja przygotowali zakres prac związany z budową nowej stacji elektroenergetycznej 220/110 kV SE Żagań. Najważniejszym czynnikiem determinującym powstanie nowoczesnej infrastruktury energetycznej w tym rejonie województwa jest konieczność zapewnienia jakości i ciągłości dostaw energii elektrycznej do mieszkańców i przedsiębiorców regionu. Niemniej ważnym aspektem, przemawiającym za rozbudową infrastruktury energetycznej na południu lubuskiego, jest trwający od kilku lat intensywny rozwój przemysłu i firm logistycznych położonych w pobliżu autostrady A4. Kolejny związany jest z transformacją energetyczną, a co za tym idzie wzrostem liczby wytwórców energii z OZE i koniecznością przyłączenia ich do sieci energetycznej.

Enea Operator wybuduje trzy odcinki linii dwutorowych o łącznej długości ponad 16 km z SE Żagań do miejscowości Jankowa Żagańska, Kożuchów oraz Żary (ul. Zakładowa), zmodernizowała już linię 110 kV Jankowa Żagańska – Bolesławiec oraz jest w trakcie realizacji linii 110 kV relacji Żary – Budziechów oraz Zielona Góra Braniborska – Nowa Sól Graniczna. Prace te są efektem zawartego między spółkami porozumienia w sprawie koordynacji rozwoju sieci przesyłowej i dystrybucyjnej w obszarze stacji elektroenergetycznej 220/110 kV Żagań. Enea Operator podpisała umowę dotyczącą realizacji inwestycji w trybie „zaprojektuj i wybuduj” z firmą ELFEKO S.A. z Gdyni. Koszt inwestycji to ponad 26 mln zł. Realizacja inwestycji zaplanowana jest na trzy lata.

Większa moc dla ciepła
(Energa-Operator)
Energa-Operator zwiększy aż o 328 MW moc przyłączeniową dla PGE Energia Ciepła w Gdańsku, w tym m.in. dla pierwszych w Polsce kotłów elektrodowych produkujących ciepło. Spółka właśnie wydała warunki przyłączenia w tym zakresie. Zaplanowana na kilka lat inwestycja przyczyni się w dużym stopniu do dekarbonizacji polskiego ciepłownictwa i zwiększenia udziału ciepła z OZE w systemie ciepłowniczym Gdańska.

Jednym z priorytetów spółki jest dostosowanie infrastruktury sieciowej do zwiększonego zapotrzebowania na energię elektryczną pochodzącą z odnawialnych źródeł energii, niezbędnej do zasilenia sektora wytwarzania ciepła. W ramach tych działań prowadzony jest intensywny dialog z przedstawicielami branży ciepłowniczej, którego nadrzędnym celem jest identyfikacja kluczowych wyzwań i potrzeb sektora związanych z rozwojem infrastruktury energetycznej.

Dzięki wdrażanym innowacyjnym rozwiązaniom sektor ciepłowniczy ma szansę nie tylko skutecznie przejść transformację energetyczną, ale także osiągnąć rentowność w krótkim okresie. Zwiększenie mocy przyłączeniowej odbiorczej o 328 MW do poziomu 404 MW pozwoli m.in. na większe wykorzystanie zielonej energii bezpośrednio z sieci do produkcji ciepła przy użyciu kotłów elektrodowych.

Integracja systemów elektroenergetycznego i ciepłowniczego umożliwi elektryfikację ciepłownictwa systemowego na dużą skalę. Technologia Power to Heat, rozumiana zarówno jako pompy ciepła, jak i kotły elektrodowe, w połączeniu z magazynami ciepła jest jednym z kluczowych rozwiązań, które pozwoli na dekarbonizację systemów ciepłowniczych w sposób efektywny ekonomicznie i akceptowalny dla odbiorców końcowych. Będzie ona szczególnie istotna, gdy w systemie elektroenergetycznym pojawi się energia elektryczna z morskich farm wiatrowych PGE, ale już dzisiaj kotły elektrodowe wpływają na zmniejszenie zużycia węgla w Elektrociepłowni Gdańskiej.

PGE Energia Ciepła, jako pierwsza w Polsce, wdrożyła trzy lata temu w Elektrociepłowni Gdańskiej technologię Power to Heat, oddając do eksploatacji dwa kotły elektrodowe zasilane energią elektryczną – o łącznej mocy 70 MWt.

Dzięki technologii Power to Heat w 2024 roku Elektrociepłownia spaliła ponad 2500 ton węgla mniej i ograniczyła swoją emisję CO2 o prawie 5000 ton. W całym 2024 roku kotły elektrodowe, pracując na potrzeby ciepłownictwa, w tym także bilansowania krajowego systemu elektroenergetycznego wyprodukowały dla mieszkańców Gdańska ponad 400 tys. GJ ciepła, co statystycznie odpowiada zapotrzebowaniu około 13 tys. gospodarstw domowych.

Projekt cyfryzacji dofinansowany z KPO
(Enea Operator)
Budowa systemu monitorowania stanu transformatorów w sieci dystrybucyjnej, budowa i wdrożenie systemu wspomagającego analizy techniczne w zakresie przyłączania i prowadzenia eksploatacji sieci oraz rozwój Portalu Wytwórców w ramach systemu e-BOK – oto główne cele projektu, który w najbliższym czasie realizować będzie Enea Operator.

Spółka właśnie podpisała umowę z Ministerstwem Aktywów Państwowych na jego dofinansowanie z Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności (KPO). Projekt ma na celu cyfryzację kluczowych procesów operacyjnych Enei Operator. Zostaną wdrożone nowe technologie i narzędzia informatyczne, które poprawią jakość usług, zwiększą elastyczność i efektywność rynkową spółki. Dzięki tym rozwiązaniom procesy technologiczne staną się bardziej powtarzalne, a samo przedsiębiorstwo zyska nowe możliwości w zakresie transformacji cyfrowej.

Zadanie pod nazwą „Cyfryzacja procesów przeprowadzania analiz, obliczeń i monitorowania stanu elementów sieci elektroenergetycznej Enea Operator” obejmie cały obszar działalności spółki, czyli województwa: zachodniopomorskie, pomorskie, lubuskie, wielkopolskie i kujawsko-pomorskie. Wśród zaplanowanych prac są m.in.: budowa systemu monitorowania stanu transformatorów w sieci dystrybucyjnej, budowa i wdrożenie systemu wspomagającego analizy techniczne w zakresie przyłączania i prowadzenia eksploatacji sieci dystrybucyjnej oraz rozwój Portalu Wytwórców w ramach systemu e-BOK. Korzyści z realizacji projektu będą widoczne przede wszystkim dzięki zmniejszeniu awaryjności sieci, przyspieszeniu działań mających na celu unikanie przerw w dostawach energii oraz usprawnieniu konserwacji i napraw sieci elektroenergetycznej.

Realizacja projektu pozwoli także na szerszą analizę wybranych elementów sieci elektroenergetycznej, szybszą identyfikację awarii oraz dokładniejszą ocenę skutków podłączania do sieci nowych źródeł OZE. Łączną wartość projektu oszacowano na poziomie 13,2 mln zł, w tym 7,9 mln zł (60 proc.) stanowi przyznane spółce dofinansowanie w ramach inwestycji A2.1.1 Inwestycje wspierające robotyzację i cyfryzację w przedsiębiorstwach Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności (KPO). Realizacja inwestycji potrwa do połowy 2026 roku.

Korzyści zdalnego odczytu
(PGE Dystrybucja)
PGE Dystrybucja zakończyła kampanię informacyjną poświęconą projektowi wymiany liczników na nowe inteligentne urządzenia. Zgodnie z harmonogramem do lipca 2031 roku urządzenia będą posiadali wszyscy klienci spółki. Głównym celem kampanii było dotarcie do klientów PGE Dystrybucja z informacją dot. programu wymiany liczników na Liczniki Zdalnego Odczytu (LZO) oraz zaprezentowanie korzyści, jakie ta wymiana przyniesie klientom PGE.

Kampania została oparta na formacie kreatywnym marki PGE, w którym głównymi bohaterami są zwierzęta i wpisuje się w realizowane przez spółkę kampanie pod hasłem „PGE prowadzimy w zielonej zmianie”. Została przeprowadzona on-line, w radio i mediach społecznościowych.

Nowa jakość obsługi
(Enea Operator)
Enea Operator wprowadziła aplikację mobilną „Enea Operator 911”, która w założeniu ma ułatwić klientom zgłaszanie awarii oraz śledzenie postępów prac na liniach energetycznych. Aplikacja jest całkowicie darmowa, a dzięki niej klienci Enei Operator będą mogli kilkoma kliknięciami zgłosić przerwę w dostawach prądu. Otrzymają również natychmiastową informację o zaplanowanych pracach czy awariach, jak i o czasie ich usunięcia. Każdy użytkownik aplikacji ma możliwość zarejestrowania kilku Punktów Poboru Energii, np. dla domu i swojego miejsca pracy. Uruchomienie aplikacji nie oznacza natomiast, że Enea Operator rezygnuje z numeru alarmowego 911. Klienci nadal mogą z niego korzystać, przy czym zgłaszanie awarii zostało zautomatyzowane – teraz zgłoszenia przyjmuje wirtualny agent Pogotowia Energetycznego. Aplikację „Enea Operator 911” można pobrać na urządzenia mobilne z systemem Android i iOS z oficjalnych sklepów Google Play i App Store.

Efekty inteligentnej sieci
(Energa-Operator)
O jedną trzecią krótsze przerwy w dostawach energii, niższa emisja CO2 i więcej energii z OZE – to efekty wdrożenia rozwiązań smart grid w Energa-Operator. Całkowity koszt projektu to 277 mln zł.

Energa-Operator zakończyła kluczowy etap projektu unowocześniania sieci średniego napięcia. Trwał on od roku 2017 i był możliwy dzięki dofinansowaniu ze środków unijnych. Wdrożenie rozwiązań smart grid pozwoliło na znaczącą poprawę działania sieci, większą od zakładanej na starcie projektu. Przede wszystkim Energa-Operator zmniejszyła przerwy w dostawach energii. Biorąc pod uwagę wszystkie przerwy, zarówno te zaplanowane, jak i wynikające z czynników zewnętrznych (tzw. SAIDI nieplanowane) tylko dla sieci średniego napięcia czas awarii skrócił się o jedną trzecią: do 128,3 minut rocznie na jednego odbiorcę w porównaniu z 2015 rokiem. Czas planowanych przerw został w tym okresie zredukowany o 42 proc. – z 39 minut do 22,8 minut.

Wdrożenie rozwiązań smart grid pozwoliło zmniejszyć nie tylko czas awarii, ale w konsekwencji także zaoszczędzić 185,4 MWh rocznie energii, którą w tym czasie może dodatkowo przyjąć sieć. Kolejnym krokiem w kierunku bardziej ekologicznej energii jest też ograniczenie emisji CO2 o 150,6 ton.

Lepsze możliwości diagnozowania stanu sieci i skrócenie czasu reakcji na niespodziewane zdarzenia przyczyniło się także do znaczącego ograniczenia zużycia energii pierwotnej. Wskaźniki zostały oficjalnie potwierdzone podczas kontroli Ministerstwa Klimatu i Środowiska.

Kluczowym elementem projektu przebudowy sieci do standardu smart grid było wdrożenie systemu SCADA/ADMS. System ten pozwala na centralne, automatyczne zarządzanie siecią elektroenergetyczną. Jego głównym zadaniem jest zdalne sterowanie i diagnostyka sieci. Dzięki monitorowaniu jej w czasie rzeczywistym oraz automatyzacji przełączeń na sieci (moduł FDIR) znacząco skraca się czas usuwania awarii. To obecnie najnowocześniejsze tego typu rozwiązanie w Polsce. Aby cały system sprawnie działał, a wszyscy dyspozytorzy w poszczególnych rejonach działania spółki mieli w tym samym czasie dostęp do niezbędnych informacji o stanie sieci, zamontowano ok. 1,8 tys. zdalnie sterowanych rozłączników na słupach sieci średniego napięcia, ponad 1,1 tys. rozdzielnic w stacjach SN/nn i prawie 3 tys. modemów komunikacyjnych w technologii TETRA. Nad działaniem sieci czuwa specjalistyczne oprogramowanie.

Częścią projektu była także budowa magazynu energii w Czernikowie. Jego pojemność to 2 MWh, a moc 1 MW. Stabilizuje on pracę dużej farmy fotowoltaicznej, mogącej wytwarzać nawet 3,5 GWh rocznie. Szybka realizacja projektu przebudowy sieci do standardów smart grid poprzez instalowanie inteligentnego opomiarowania i automatyzację sieci nie byłaby możliwa bez wsparcia unijnego. Koszt inwestycji wyniósł 277 mln zł, z czego na dofinansowanie przypadło 166 mln zł.

Kluczowe projekty dofinansowane
(PGE Dystrybucja)
PGE Dystrybucja zawarła dwie umowy z Ministerstwem Aktywów Państwowych na dofinansowanie projektów w ramach inwestycji A2.1.1 „Inwestycje wspierające robotyzację i cyfryzację w przedsiębiorstwach” Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności (KPO). Wartość zakontraktowanego wsparcia to prawie 184 mln zł, przy szacowanej wartości nakładów przekraczającej 424 mln zł.

Dzięki pozyskanym środkom PGE Dystrybucja będzie mogła współfinansować ze środków unijnych swoje dwa kluczowe projekty, tj. budowę Centralnej Dyspozycji Mocy dedykowanej do zarządzania liniami 110 kV oraz budowę sieci LTE450. Obydwa projekty przełożą się na poprawę bezpieczeństwa energetycznego Polski i pewniejsze dostawy energii dla odbiorców, którzy dodatkowo, na bieżąco będą mieli dostęp do informacji na temat swojego faktycznego zużycia energii i obliczonych według niego opłat.

Projekt „LTE450 – Budowa sieci łączności specjalnej w technologii LTE450 na obszarze PGE Dystrybucja S.A.” zapewni standaryzację procesów w obszarze łączności operacyjnej i technicznej poprzez wdrożenie spójnego i bezpiecznego systemu komunikacji bezprzewodowej LTE450.

Nowy system łączności specjalnej bazujący na technologii LTE450 zapewni komunikację z układami pomiarowymi (Liczniki Bilansujące) wszystkich stacji elektroenergetycznych SN/nn. Dodatkowo, system LTE450 wykorzystywany będzie do bezpiecznej i efektywnej komunikacji dla potrzeb sprawnego i bezpiecznego przepływu danych z liczników energii elektrycznej umożliwiającej m.in zdalne pozyskiwanie danych pomiarowych (smart metering). LTE450 zapewni ponadto komunikację głosową dla służb dyspozytorskich, co jest kluczowe dla prowadzenia ruchu urządzeń i bezpieczeństwa pracowników w terenie, szczególnie w czasie sytuacji kryzysowych, takich jak np. klęski żywiołowe, ataki terrorystyczne czy awarie masowe systemu elektroenergetycznego, powodujące długotrwałe przerwy w dostawie energii. Wsparcie projektu z KPO to prawie 143 mln zł.

Z kolei projekt „Centralna Dyspozycja Mocy dedykowana do zarządzania liniami 110 kV należącymi do PGE Dystrybucja (Projekt CDM)” uzyskał wsparcie w wysokości blisko 41 mln zł. Celem Projektu jest zaprojektowanie, dostarczenie i wdrożenie cyfrowego systemu zarządzania systemem energetycznym na terenie działania PGE Dystrybucja jako elementu krajowej infrastruktury krytycznej.

Wprowadzenie modernizacji będących wynikiem realizacji Projektu CDM zwiększy bezpieczeństwo i ciągłość funkcjonowania systemu energetycznego wprowadzając jednocześnie cyfryzację procesów i tworząc warunki klientom, prosumentom oraz instytucjom i przedsiębiorstwom do cyfrowego udziału w rynku energii.

Taryfa dynamiczna –G14dynamic
(TAURON Dystrybucja)

TAURON Dystrybucja jest pierwszym operatorem systemu dystrybucyjnego, który od 1 stycznia 2025 roku wprowadził taryfę dynamiczną dla klientów posiadających umowę na dystrybucję energii elektrycznej lub umowę kompleksową. Grupa taryfowa G14dynamic to czterostrefowa taryfa z dynamicznie zmieniającym się czasem trwania poszczególnych stref doby.

Czas trwania poszczególnych stref doby: „zalecane użytkowanie”, „normalne użytkowanie”, „zalecane oszczędzanie”, „wymagane ograniczenie” jest określany w „Energetycznym kompasie” – aplikacji i serwisie internetowym udostępnionym przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne.

Strefy doby nie są stałe w ciągu roku, mogą zmieniać się każdego dnia i są uzależnione od zapotrzebowania na energię elektryczną w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Informacje o czasie ich trwania na dany dzień PSE udostępnia w godzinach wieczornych z jednodniowym wyprzedzeniem.

Korzystanie z taryfy dynamicznej wymaga zatem od klienta większego zaangażowania: śledzenia zmieniających się stref doby oraz dostosowywania do nich swojego zużycia prądu.

Aby korzystać z grupy taryfowej G14dynamic, klient powinien złożyć w TAURON Dystrybucji wniosek o zmianę grupy taryfowej dla usług dystrybucji energii elektrycznej i dokonać odpowiednich zmian w umowie na dystrybucję energii elektrycznej lub umowie kompleksowej. Zgodnie z taryfą klient może zmienić wybraną grupę taryfową raz na 12 miesięcy, a w przypadku zmiany stawek opłat – w okresie 60 dni od dnia wejścia w życie nowej taryfy.

Opracowała: Marzanna Kierzkowska