Ponad 2 500 GW czeka na przyłączenie. WEF wskazuje, gdzie sieci mają jeszcze rezerwy

Na przyłączenie do sieci elektroenergetycznych na świecie czekają projekty o łącznej mocy ponad 2 500 GW. Są wśród nich farmy wiatrowe i fotowoltaiczne, magazyny energii oraz duzi odbiorcy, w tym centra danych. Według raportu Światowego Forum Ekonomicznego (WEF) i Accenture globalne zapotrzebowanie na prąd ma do 2030 r. rosnąć o około 1 100 TWh rocznie. To przyrost o blisko 50 proc. większy od średniego rocznego wzrostu z poprzedniej dekady.„Przedsiębiorstwa i nowe inwestycje miejskie czekają latami na przyłączenie” – piszą we wspólnej przedmowie Roberto Bocca ze Światowego Forum Ekonomicznego i Miguel G. Torreira z Accenture. Wskazują, że opóźnienia ograniczają rozwój przemysłu, a część kosztów ponoszą odbiorcy w wyższych rachunkach. W raporcie „Enabling the Electricity Era: From Proven Solutions to Execution at Scale”, opublikowanym 9 listopada 2026 r., autorzy przedstawiają dziesięć działań dotyczących wykorzystania istniejącej sieci, przyłączania dużych odbiorców i budowy nowej infrastruktury.

Przeciążenia sieci kosztowały Wielką Brytanię 1,7 mld funtów

Koszt ograniczeń widać tam, gdzie operator musi zmniejszyć produkcję w jednym regionie i zastąpić ją energią z innego. Brytyjski operator systemu NESO wyliczył, że w roku rozliczeniowym 2024/25 koszty zarządzania ograniczeniami wynikającymi z obciążalności linii wzrosły o 64 proc. r/r, do 1,7 mld funtów. Wolumen interwencji zwiększył się o 81 proc., do 13,5 TWh.Do wzrostu kosztów przyczyniły się planowane wyłączenia linii w Szkocji związane z rozbudową sieci. Gdy przepustowość spadła, a farmy wiatrowe produkowały dużo energii, operator częściej zlecał ograniczenie ich pracy.W Kalifornii operator CAISO ograniczył w 2024 r. produkcję dużych elektrowni słonecznych i wiatrowych o 3,4 TWh, o 29 proc. więcej r/r. Amerykańska Agencja Informacji Energetycznej (EIA) wskazuje dwie przyczyny takich decyzji. Pierwsza to brak możliwości przesłania całej dostępnej energii. Druga pojawia się wtedy, gdy produkcja przewyższa bieżące zapotrzebowanie.

Holandia szuka 9,1 GW poza godzinami szczytu

„Musimy mądrzej korzystać z sieci i lepiej wykorzystywać wolne miejsce poza godzinami szczytu”.

Maarten Abbenhuis, ówczesny dyrektor operacyjny grupy TenneT, 7 kwietnia 2025 r. Wypowiedź przytoczona przez Reutersa, tłumaczenie redakcji.

Zainteresowanie tymi umowami przekroczyło dostępną moc. W kwietniu 2025 r. TenneT informował o wnioskach na ponad 70 GW, głównie ze strony dużych magazynów energii. Operator oceniał, że połączenie elastycznego kontraktu z dostosowaniem pracy do taryf zależnych od pory może obniżyć opłaty sieciowe nawet o 65 proc.

Linie i stacje dobiera się do godzin największego obciążenia, z uwzględnieniem rezerw potrzebnych na wypadek awarii. W pozostałym czasie część ich możliwości pozostaje niewykorzystana. WEF zaleca, by operatorzy mierzyli obciążenie na bieżąco, kupowali usługi elastyczności tam, gdzie występują przeciążenia, i porównywali ich koszt z budową nowych linii. Regulatorzy mieliby wynagradzać operatorów również za udostępnienie dodatkowej mocy w istniejącej sieci.W Minnesocie spółdzielnia energetyczna Great River Energy zamontowała 50 czujników na dziesięciu liniach przesyłowych o łącznej długości około 282 km. Czujniki pozwalają ustalać dopuszczalne obciążenie przewodów na podstawie bieżących warunków. Przy silniejszym wietrze przewody szybciej się chłodzą, więc linia może bezpiecznie przesłać więcej energii. Po roku działania instalacji spółdzielnia oszacowała, że w ciągu pięciu lat uniknie około 3,2 mln dolarów kosztów związanych z przeciążeniami.Holenderski TenneT sięgnął po zmianę warunków umów. W 2025 r. oszacował, że dzięki kontraktom dopuszczającym czasowe ograniczenia przesyłu można udostępnić do 9,1 GW mocy. Odbiorca lub magazyn energii uzyskuje prawo do pełnej umownej mocy przez co najmniej 85 proc. godzin w roku. W pozostałych godzinach operator może ograniczyć dostęp do sieci. W zamian użytkownik płaci niższą taryfę.Taki kontrakt ma wartość dla magazynu, który może przesunąć ładowanie na inną porę, i dla operatora, który może przyłączyć go przed rozbudową sieci.Międzynarodowa Agencja Energetyczna (IEA) szacuje, że elastyczne umowy, technologie usprawniające pracę linii i modernizacje mogłyby umożliwić przyłączenie od 1 200 do 1 600 GW projektów będących na zaawansowanym etapie rozwoju. Na same elastyczne umowy przypada od 750 do 900 GW. Wśród pozostałych rozwiązań agencja wymienia sterowanie przepływami, wymianę przewodów i podnoszenie napięcia istniejących linii.

Elastyczne umowy przyłączeniowe750–900 GW

Technologie sieciowe i modernizacje450–700 GW

02505007501 000 GW

Ciemna część słupka oznacza dolną granicę szacunku, jaśniejsza – zakres do górnej granicy. Łączny potencjał obu grup wynosi 1 200–1 600 GW. Są to szacunki dla projektów na zaawansowanym etapie rozwoju. Źródło danych: IEA, Electricity 2026. Opracowanie CEO.

Centra danych zwiększają obciążenie w konkretnych punktach sieci

W zestawieniu IEA przytoczonym w raporcie WEF największy przyrost zużycia energii w latach 2024–2030 wśród wyszczególnionych sektorów przypada na przemysł z wyłączeniem przemysłu ciężkiego. Kolejny jest transport elektryczny. W tym samym scenariuszu zużycie prądu przez centra danych wzrasta z około 415 TWh w 2024 r. do 945 TWh w 2030 r., czyli do niespełna 3 proc. światowego zużycia.Dla operatora sieci znaczenie ma lokalizacja. Kilka dużych obiektów ubiegających się o przyłączenie w tej samej okolicy może wymusić rozbudowę stacji i linii.WEF zaleca publikowanie map dostępnej mocy, aby inwestor mógł uwzględnić stan sieci przed zakupem działki. Tam, gdzie rezerw brakuje, autorzy proponują umowy określające, o ile i na jak długo odbiorca może ograniczyć pobór. Szybsze przyłączenie mogłoby też otrzymać centrum danych, które w okresach przeciążenia pokryje część zapotrzebowania z własnego źródła lub magazynu, nadal ponosząc koszty korzystania z sieci.W marcu 2026 r. Google podał, że w wieloletnich umowach z amerykańskimi przedsiębiorstwami energetycznymi zakontraktował łącznie 1 GW zdolności do ograniczania lub przesuwania poboru. „Możemy ograniczać lub przesuwać w czasie część zadań uczenia maszynowego wykonywanych w naszych centrach danych” – wyjaśnia Michael Terrell, odpowiedzialny w Google za zaawansowane technologie energetyczne. Dla operatora oznacza to możliwość obniżenia obciążenia w godzinach, gdy dodatkowa moc jest najbardziej potrzebna.

2024 · oszacowane zużycie415 TWh

2030 · scenariusz bazowy945 TWh

02505007501 000 TWh

Prognozowany wzrost wynosi około 128 proc. Wartość dla 2030 r. pochodzi ze scenariusza bazowego IEA opublikowanego w 2025 r. i przytoczonego w raporcie WEF. Źródło danych: IEA, Energy and AI. Opracowanie CEO.

W Ohio centrum danych płaci za część zarezerwowanej mocy

Regulator w Ohio nakazał w lipcu 2025 r. wprowadzenie osobnej taryfy dla centrów danych na obszarze obsługiwanym przez AEP Ohio. Taryfa przewiduje wieloletnie umowy, zabezpieczenia finansowe i minimalną moc przyjmowaną do rozliczeń.Przykładowo dla klienta, którego łączna moc umowna wynosi 100 MW, taryfowe minimum po okresie rozruchu wynosi 82,5 MW. Ma to ograniczyć ryzyko, że koszty rozbudowy sieci poniosą pozostali odbiorcy, jeśli inwestor wykorzysta mniej mocy, niż zarezerwował.

Obecny poziom według IEAok. 400 mld USD

Potrzebny poziom w 2030 r.ok. 600 mld USD

0200400600 mld USD

Wartość dla 2030 r. oznacza nakłady potrzebne do obsługi prognozowanego popytu, a nie zatwierdzony plan inwestycji. Źródło danych: IEA, Electricity 2026. Opracowanie CEO.

Kable podrożały niemal dwukrotnie, transformatory o około 75 proc.

Według IEA światowe nakłady na sieci musiałyby do 2030 r. wzrosnąć z około 400 mld do około 600 mld dolarów rocznie, by zaspokoić prognozowany popyt. Pieniądze trzeba wydać w czasie, gdy wydłużyły się terminy dostaw.Z ankiety IEA opublikowanej w 2025 r. wynika, że od 2021 r. średni czas oczekiwania na kable i duże transformatory niemal się podwoił. W porównaniu z 2019 r. ceny kabli wzrosły niemal dwukrotnie, a ceny transformatorów mocy o około 75 proc.WEF proponuje zamawianie sprzętu z kilkuletnim wyprzedzeniem, stosowanie wspólnych specyfikacji technicznych i uzgadnianie standardów wymiany danych. We Francji operator RTE zawarł w 2024 r. umowy z pięcioma dostawcami na około 5 200 km podziemnych kabli wysokiego napięcia na potrzeby projektów do 2028 r. Zamówienia mają wartość blisko 1 mld euro, w tym 668 mln euro na produkcję kabli. Według RTE kontrakty zarezerwowały niemal całą dostępną do 2028 r. francuską zdolność produkcji kabli objętych tym zamówieniem.Autorzy raportu zalecają też wyznaczenie terminów wydawania pozwoleń i rozpoczynanie ocen środowiskowych, kiedy można jeszcze zmienić przebieg linii. W finansowaniu proponują przewidywalne zasady zwrotu nakładów i szerszy dostęp do kapitału.Jako przykład podają indyjski POWERGRID Infrastructure Investment Trust. Portfel tego funduszu objął początkowo jedenaście działających linii o łącznej długości obwodów około 3 700 km i trzy stacje. Wpływy z emisji jednostek przeznaczono na spłatę zadłużenia spółek zarządzających tymi aktywami.W australijskiej Nowej Południowej Walii właściciele gruntów, przez które przebiegają linie objęte programem stanowym, mogą otrzymać 200 tys. dolarów australijskich za kilometr linii, w cenach z 2022 r. Wypłaty są rozłożone na 20 lat i rozpoczynają się po uruchomieniu infrastruktury. Przysługują obok odszkodowania za ustanowienie służebności przesyłu.