Wydatki na sieci przesuwają się od kabli do sterowania, bo AI i baterie obciążają system

Ministerstwo Klimatu, Energii i Środowiska poinformowało 1 października, że projekty czekające już na przyłączenie w Honam, czyli w Gwangju oraz prowincjach Jeolla Północna i Południowa, dostaną priorytet w znowelizowanych ramach, które mają wejść w życie w styczniu 2027 roku. Pisze o tym pv magazine. Część regionu Chungcheong też zostaje otwarta. Ograniczenia na wschodnim wybrzeżu mają zostać zniesione w pierwszej połowie 2027 roku.

W nowym elastycznym systemie przyłączeń projekty mogą podłączać się ponad normalny limit przyłączeniowy danego odcinka, a produkcja jest ograniczana, gdy wytwarzanie przekracza to, co sieć jest w stanie przetransportować. Ministerstwo podało, że dzięki temu limit przyłączeń fotowoltaiki rośnie z 14 MW do 16 MW na linii dystrybucyjnej oraz z 50 MW do 60 MW w stacji transformatorowej. Szacuje, że sama ta zmiana pozwala na 2,6 GW dodatkowej fotowoltaiki w Honam bez budowy nowej sieci. Magazynowanie energii też dostaje bezpośrednią rolę. Do 2030 roku ministerstwo chce przyłączyć 3 GW dodatkowej fotowoltaiki na obszarach nasyconych przez baterie w sieciach dystrybucyjnych, a kolejne 1,6 GW przez magazyny w stacjach transformatorowych. Nie podało, o jaką pojemność baterii chodzi.

Ministerstwo podało też, że odzyskało 9 GW praw do przyłączenia od projektów fotowoltaicznych, które zarezerwowały moce, ale nie były wykonalne, i spodziewa się odzyskać ponad 10 GW w samym Honam do 2030 roku, w tym od opóźnionych morskich farm wiatrowych.

Zmienią się także analizy przyłączeniowe. Do tej pory zakładały, że nowe źródła odnawialne będą pracować po istniejących elektrowniach na paliwa kopalne; teraz będą zakładać, że to odnawialne są dysponowane w pierwszej kolejności. Ministerstwo szacuje, że ta zmiana pozwoli na 20 GW dodatkowych mocy odnawialnych w całym kraju do 2030 roku. Krajowa zdolność przyłączeniowa na poziomie przesyłu ma wzrosnąć ze 119 GW do 171 GW, a na poziomie dystrybucji z 84 GW do 110 GW.

Pieniądze płyną w stronę przewodów

Debata o wydatkach ma europejski odpowiednik. Europejski Bank Inwestycyjny i BNP Paribas uruchomiły program gwarancji dla europejskich sieci elektroenergetycznych. EU Today podał 30 września, że chodzi o program o wartości 700 000 000 euro, a Devdiscourse wycenił związane z nim inwestycje na 2 800 000 000 euro. Oba opisy różnią się tym, co jest liczone: jeden mówi o gwarancji, drugi o inwestycji, którą ma ona wesprzeć. Dokumentacja nie godzi tych liczb.

IRENA podała, że inwestycje w sieci muszą osiągnąć 1 000 000 000 000 dolarów rocznie do 2035 roku. Tę liczbę przytoczył Canal Solar 30 września. Ten sam serwis podał szacunek IEA, według którego modernizacja sieci mogłaby uwolnić do 330 GW zdolności przyłączeniowych. Na tych liczbach opiera się teraz cała debata polityczna. Wyjaśniają, dlaczego kolejki przyłączeniowe stały się problemem politycznym, a nie przypisem inżynierskim.

W Wielkiej Brytanii rząd ogłosił państwową sieć Great British Grid. Napisały o tym Renewable Energy Magazine 30 września i Envirotec Magazine tego samego dnia. Poparcie branży dla planu, wiązanego z burmistrzem Wielkiego Manchesteru Andym Burnhamem, opisał Enlit World 30 września. National Grid, Net Zero Industry Wales i Celtic Freeport osobno ogłosiły partnerstwo mające przyspieszyć przyłączenia przemysłowe w południowej Walii, podał Business News Wales 1 października. National Grid wydaje też 32 000 000 dolarów na 110-letnią stację transformatorową Perry Street, żeby poradzić sobie ze wzrostem obciążenia, według relacji z 1 października.

Prace na poziomie dystrybucji są mniejsze, ale stałe. NGED zakończył wartą 7 000 000 funtów modernizację sieci w Torquay, z której korzysta 40 000 domów, podał Torbay Weekly 1 października. E.ON rozpoczął modernizację sieci na Węgrzech za 230 000 000 000 forintów, poinformował Budapest Business Journal 1 października.

Baterie, ubezpieczyciele i ryzyko wspólnego przyłącza

Magazynowanie energii to najszybciej rozwijający się element budowy sieci, a wraz z nim zmienia się jego profil ubezpieczeniowy. Olly Litterick, szef działu odnawialnych źródeł w Tokio Marine GX, powiedział ESS News, że lokalizacje łączące fotowoltaikę z magazynowaniem mają teraz "ekspozycję wartą setki milionów albo nawet miliardy dolarów w jednym miejscu, gdzie kilku ubezpieczonych dzieli punkty przyłączenia do sieci".

TMGX pokrywa utratę przychodów z tytułu szkód fizycznych, więc awaria we wspólnym punkcie eksportu może uderzyć w kilka ubezpieczonych projektów naraz. "Kiedy sieć pada z powodu szkody materialnej albo awarii transformatora, czy czegoś w tym rodzaju, kwoty mogą być astronomiczne" - powiedział Litterick. Dodał, że liczący około 8 GW portfel baterii firmy jest "prawdopodobnie nieco nieaktualny", bo rośnie tak szybko, i że większość z niego jest wciąż w budowie. Głównym czynnikiem szacunków prawdopodobnej maksymalnej szkody pozostaje rozbieganie termiczne.

Mniejsze baterie trafiają za to do domów i na ulice. MIT Technology Review podał 1 października, że PopWheels obsługuje około 50 szaf do wymiany baterii i około 2 500 baterii w Nowym Jorku, i zaczął zaopatrywać operatorów wózków z jedzeniem, gdzie około cztery baterie dają pięć kilowatogodzin, czyli mniej więcej dzienną pracę wielu wózków. Copper buduje tymczasem kuchenki indukcyjne ze zintegrowanymi bateriami. Sam Calisch, współzałożyciel i dyrektor generalny firmy, powiedział 24 września na nowojorskim wydarzeniu Climate Week, że gdyby każda kuchenka w Ameryce miała baterię, dałoby to dziesiątki gigawatów.

Ekonomika dużych instalacji jest uważnie obserwowana z innego powodu. Canary Media podał 24 września o wsparciu Departamentu Energii na 1 900 000 000 dolarów dla zaawansowanych technologii sieciowych. Bateria Moss Landing należąca do Vistry w Kalifornii znów się zapaliła, podał Canary Media 18 września. To właśnie takie zdarzenia kształtują lokalny sprzeciw wobec dużych magazynów energii.

Zasady łańcucha dostaw przychodzą przed sprzętem

26 sierpnia 2026 roku prezydent Trump podpisał rozporządzenie wykonawcze ogłaszające stan wyjątkowy w celu ograniczenia wysokiego ryzyka sprzętu produkowanego za granicą w amerykańskiej sieci elektroenergetycznej, podał SemiEngineering. Obejmuje ono urządzenia wytwórcze, przesyłowe i sterujące pracujące przy 69 kilowoltach i więcej, w tym duże transformatory, falowniki przyłączone do sieci, wyłączniki, systemy magazynowania baterii i oprogramowanie SCADA. Standardowe falowniki fotowoltaiczne dla domów i dystrybucja komercyjna poniżej 69 kV pozostają poza nim.

Nie wskazano żadnego dostawcy. Konkrety nie istnieją, dopóki Departament Energii nie opublikuje przepisów wykonawczych, przewidzianych na 24 grudnia 2026 roku. Mogą one przyjąć formę listy zakazanych podmiotów, listy wstępnie zakwalifikowanych dostawców albo obu tych rzeczy. Transakcje po 26 sierpnia mogą być ograniczane, a sekretarz energii może nakazać monitorowanie, odłączenie, wymianę lub usunięcie sprzętu zainstalowanego przed tą datą. Rozporządzenie podąża w dół łańcucha dostaw, więc amerykański lub europejski producent, który kupuje chipy, moduły komunikacyjne albo wewnętrzne oprogramowanie z objętej jurysdykcji, może mimo to mieć ograniczony gotowy produkt.

Centra danych są po drugiej stronie tego samego ograniczenia. Google przechodzi w swoich centrach danych AI z zasilania awaryjnego na pracę zintegrowaną z siecią, podał Data Center Knowledge 25 września. W Holandii zatłoczenie sieci wypycha rozwój centrów danych poza Amsterdam, podał ten sam serwis 21 września.

Wspólny wątek tego wszystkiego: moce kupuje się dziś oprogramowaniem, magazynowaniem i elastycznymi przyłączeniami, a nie tylko nowymi liniami. Czy to wystarczy, żeby nadążyć za popytem, na to pytanie odpowie kolejna runda wniosków.