Wyzwania i możliwości dla sieci elektroenergetycznej a masowe ładowanie EV w Polsce (stan na lipiec 2025)

Wzrost liczby EV a zużycie energii elektrycznej w Polsce

Polska elektromobilność dynamicznie się rozwija – pod koniec 2024 r. na polskich drogach jeździło już ponad 80 tys. samochodów całkowicie elektrycznych (BEV) (ok. 72,6 tys. osobowych BEV oraz 8,1 tys. dostawczych i ciężarowych), a dodatkowo podobna liczba hybryd typu plug-in (PHEV) – łącznie około 141 tys. pojazdów z napędem elektrycznym. Tak znaczny wzrost floty EV przekłada się na rosnące zapotrzebowanie na energię elektryczną do ich ładowania. Obecnie udział EV w konsumpcji prądu jest jeszcze niewielki – w 2024 r. ładowanie pojazdów elektrycznych zużyło ok. 581 GWh energii, co stanowiło poniżej 1% krajowego zużycia (dla porównania całkowite zużycie energii w Polsce w 2023 r. wyniosło ok. 167 TWh). Jednak już w 2025 r. zapotrzebowanie na energię do ładowania EV ma wzrosnąć do ok. 873 GWh. Według prognoz Ministerstwa Klimatu i Środowiska trend ten będzie przyspieszał – do 2030 r. ładowanie „elektryków” może wymagać ok. 6,4 TWh energii rocznie. Będzie to stanowić kilka procent krajowej konsumpcji prądu, co wymaga odpowiedniego zaplanowania mocy wytwórczych i infrastruktury sieciowej.

W skali całego systemu elektroenergetycznego dodatkowe zużycie energii na elektromobilność jest możliwe do pokrycia, zwłaszcza że proces ten rozłożony jest na lata. Operator sieci przesyłowej PSE szacuje, że nawet za dekadę – przy założeniu, że po polskich drogach będzie jeździć ok. 2 mln aut elektrycznych (BEV) i 1 mln hybryd plug-in – udział ich ładowania w krajowym zapotrzebowaniu na moc w szczycie nie przekroczy ~1–4%. Innymi słowy, ogólnokrajowy system energetyczny poradzi sobie z zasileniem nawet milionów EV, o ile rozwój źródeł wytwórczych będzie nadążał za rosnącym popytem. Co więcej, wzrost liczby „elektryków” może przynieść pozytywne efekty dla sektora energetycznego – zwiększony popyt na energię to również większe przychody operatorów z opłat dystrybucyjnych, które odpowiednio wykorzystane mogą zasilić inwestycje w modernizację sieci. Szacuje się, że każdy 1 mln EV to nawet ok. 1 mld zł dodatkowych przychodów dla spółek dystrybucyjnych, co przy sprzyjających regulacjach przełoży się na środki na unowocześnienie infrastruktury i poprawę pewności zasilania.

Jednoczesne ładowanie a stabilność sieci niskiego i średniego napięcia

Wyzwaniem pozostaje jednak stabilność sieci dystrybucyjnej (średniego i niskiego napięcia) w obliczu lokalnie skumulowanego obciążenia od ładowarek EV. O ile na najwyższych poziomach napięć (linie przesyłowe 110 kV i wyżej) nawet tysiące ładujących się pojazdów stanowić będą tylko ułamek (kilka–kilkanaście procent) łącznego obciążenia systemu, o tyle „ostatnia mila” sieci – lokalne transformatory i linie niskiego napięcia (NN) – mogą odczuć masowe ładowanie znacznie dotkliwiej.

W małej skali współczynnik jednoczesności poboru mocy przez użytkowników potrafi zbliżyć się do 100%. Oznacza to, że na poziomie jednej ulicy czy osiedla istnieje realne ryzyko, iż wielu właścicieli EV podłączy swoje auta do ładowania w tym samym czasie, np. zaraz po powrocie z pracy w godzinach wieczornych. Taka zbieżność może łatwo przeciążyć lokalny transformator SN/NN, który zazwyczaj projektowany był z myślą o zasilaniu tradycyjnych odbiorników domowych, a nie kilkunastu wysokiej mocy ładowarek jednocześnie. Skutkiem jednoczesnego ładowania wielu EV mogą być spadki napięcia w sieci niskiego napięcia, wyzwalanie zabezpieczeń, a w skrajnym przypadku nawet wyłączenie przegrzanego transformatora. Innymi słowy, niekontrolowane masowe ładowanie samochodów na ograniczonym obszarze może zagrozić lokalnej stabilności sieci i ciągłości dostaw energii.

Podobna sytuacja dotyczy sieci średniego napięcia (SN), zasilających całe dzielnice miast czy mniejsze miejscowości. Problem zaczyna być zauważalny na poziomie SN, gdy pojawiają się stacje szybkiego ładowania lub inne duże odbiory związane z elektromobilnością. Jeszcze kilka lat temu za „szybką” ładowarkę uchodziło urządzenie o mocy 50 kW, tymczasem obecnie standardem stają się stacje 100–150 kW, a operatorzy tacy jak GreenWay czy Orlen planują i budują huby ładowania z kilkoma lub kilkunastoma punktami o mocach 150–350 kW każdy. Taki hub może mieć łączną moc przyłączeniową rzędu kilku megawatów (1–5 MW), czyli pobierać moc porównywalną ze sporą fabryką. Prognozuje się, że do końca dekady potrzebna będzie cała sieć stacji ładowania dedykowanych elektrycznym autobusom i ciężarówkom – standard MCS dla ciężarówek zakłada pojedyncze złącza ładowania o mocy nawet 1–3 MW, a centra ładowania e-trucków mogą wymagać mocy rzędu 10–20 MW (tyle, co małe miasteczko). Widzimy zatem, że masowe ładowanie EV oznacza punktowe, bardzo duże koncentracje poboru mocy, co stanowi jakościowo nowe wyzwanie dla operatorów sieci dystrybucyjnych.

Godziny szczytu ładowania i zarządzanie popytem

Szczytowe godziny zapotrzebowania na moc w systemie elektroenergetycznym tradycyjnie przypadają w Polsce na godziny poranne (około 7:00–10:00) oraz wieczorne (16:00–21:00). Niestety, codzienne zwyczaje użytkowników EV – ładowanie pojazdów głównie po powrocie z pracy, w godzinach wieczornych – pokrywają się z już istniejącym szczytem wieczornym. Bez działań zaradczych, jednoczesne ładowanie tysięcy EV w szczycie mogłoby dodatkowo zwiększyć obciążenie sieci właśnie w momentach największego popytu, potęgując ryzyko przeciążeń lokalnych i wymuszając uruchamianie droższych rezerw mocy.

Kluczową rolę odgrywa tu zarządzanie popytem (DSM) oraz inteligentne systemy sterowania ładowaniem. Aby odciążyć sieć w newralgicznych godzinach, należy zachęcić lub wymusić przesunięcie części procesu ładowania na godziny pozaszczytowe – np. późne godziny nocne, gdy ogólne obciążenie systemu spada (tzw. dolina nocna). Już dziś wielu właścicieli EV korzysta z tańszych taryf nocnych, ładując samochody w nocy niewielkimi mocami rzędu 2–11 kW. Sumarycznie w nocy ładuje się jednocześnie wiele pojazdów, ale przy stosunkowo małych mocach jednostkowych, co jest mniej obciążające dla sieci. W ciągu dnia natomiast tylko relatywnie mała liczba aut potrzebuje szybkiego doładowania na trasie (na stacjach 100–350 kW), i to w różnych miejscach oraz o różnych porach, dzięki czemu szczyt ładowania rozkłada się w czasie. Te obserwacje wskazują, że współczynnik jednoczesności poboru mocy przez EV w skali całego kraju jest niski – wszyscy kierowcy nigdy nie ładują aut naraz pełną mocą. Dzięki mechanizmom DSM, takim jak dynamiczne taryfy czy sterowanie ładowarkami, można ten efekt jeszcze wzmocnić, unikając nakładania się szczytów ładowania EV na istniejące szczyty zużycia energii.

Sposoby zarządzania popytem obejmują m.in.:

• Sterowanie czasem ładowania – inteligentne ładowarki domowe i firmowe mogą automatycznie rozpoczynać ładowanie z opóźnieniem lub modulować jego moc. Przykładowo, u sąsiada A ładowanie może ruszyć o 21:00, u sąsiada B o 23:00, a u sąsiada C dopiero o 2:00 w nocy, rozkładając obciążenie lokalnej sieci równomiernie na całą noc. Taki harmonogram w praktyce zaspokoi potrzeby kierowców (większość aut potrzebuje 2–3 godzin ładowania dziennie, by uzupełnić zużytą energię), a jednocześnie ochroni transformator przed przeciążeniem. Co ważne, w razie braku takich inteligentnych rozwiązań konieczna byłaby kosztowna wymiana wielu osiedlowych transformatorów na większe jednostki – sterowanie popytem pozwala więc odroczyć lub uniknąć części inwestycji poprzez lepsze wykorzystanie istniejącej infrastruktury.
  
• Dynamiczne taryfy i sygnały cenowe – operatorzy systemu i sprzedawcy energii mogą wprowadzać zachęty finansowe do ładowania poza szczytem. Tańszy prąd w godzinach nocnych lub w środku dnia (gdy pracuje dużo OZE) motywuje odbiorców do przesunięcia elastycznych procesów (jak ładowanie EV czy pranie) na te okresy. Dzięki temu szczytowe obciążenia są niższe, a wykorzystanie mocy elektrowni bardziej równomierne w ciągu doby.
  
• Wykorzystanie nadwyżek energii z OZE – rosnący udział odnawialnych źródeł energii w Polsce oznacza, że będą zdarzać się okresy (np. wietrzne noce czy bardzo słoneczne dni w weekendy) z nadmiarem taniej energii elektrycznej. PSE prognozuje, że w perspektywie 10 lat znacznie wzrośnie liczba godzin z zerowymi lub ujemnymi cenami prądu ze względu na nadwyżki generacji z farm wiatrowych i fotowoltaiki. W scenariuszu na 2032 r. operator szacuje, że część energii z OZE będzie musiała zostać zredukowana (niewykorzystana) – nawet około 9 TWh rocznie ze względu na niedopasowanie do profilu zapotrzebowania. Taka ilość energii wystarczyłaby do zasilenia przez rok około 3 mln samochodów elektrycznych (pokonujących łącznie ~45 mld km). Elastyczne ładowanie EV stanowi szansę na zagospodarowanie tych nadwyżek – np. poprzez ładowanie floty pojazdów firmowych w południe, gdy fotowoltaika generuje najwięcej mocy, lub ładowanie nocą podczas silnego wiatru. Dzięki temu pojazdy elektryczne mogą działać jak bufor dla OZE, pobierając energię wtedy, gdy jest jej nadmiar i niska cena, a tym samym odciążając sieć w okresach deficytu. Takie podejście wpisuje się w ideę smart grid, gdzie popyt na energię dostosowuje się dynamicznie do jej dostępności.
  

Rozbudowa infrastruktury energetycznej dla elektromobilności

Mimo potencjału działań DSM, infrastruktura energetyczna będzie wymagała istotnych inwestycji, aby sprostać rosnącej elektryfikacji transportu. Operatorzy sieci dystrybucyjnych (OSD) już dziś aktualizują swoje plany rozwoju, uwzględniając scenariusze masowego przyrostu EV. W miastach oznacza to konieczność wzmocnienia sieci niskiego napięcia i stacji transformatorowych SN/nn. W praktyce niezbędne będą: wymiana lub dobudowa transformatorów o większej mocy, układanie kabli o przekrojach zdolnych przenieść większe prądy oraz segmentacja sieci (tworzenie nowych obwodów zasilających mniejsze grupy odbiorców). Przykładowo, jeśli na osiedlu domów jednorodzinnych znaczna część mieszkańców zacznie używać ładowarek 11–22 kW, OSD może być zmuszony do zainstalowania dodatkowego transformatora i podziału obciążenia między dwa transformatory, aby utrzymać stabilność sieci i odpowiednie napięcie dla wszystkich odbiorców. Stabilność sieci lokalnej wymaga też utrzymania jakości energii – przy dużych obciążeniach ładowarkami mogą pojawiać się spadki napięć i większe wahania, co trzeba kompensować np. przez regulatory napięcia czy właśnie wzmocnienie infrastruktury.

Szczególnie dużym wyzwaniem jest tworzenie infrastruktury ładowania przy autostradach i drogach szybkiego ruchu. Miejsca Obsługi Podróżnych (MOP), na których instaluje się stacje ładowania dużej mocy, często nie mają w pobliżu wystarczającej sieci średniego napięcia. Dotąd do zasilania typowej stacji benzynowej na MOP wystarczało przyłącze niskiego napięcia, jednak dla wielu szybkich ładowarek (po kilkaset kW każda) to zdecydowanie za mało. Konieczne staje się doprowadzenie linii SN (15 lub 20 kV) wzdłuż autostrady i budowa dedykowanych stacji transformatorowych na MOP. Wyzwaniem nie jest tu nawet koszt inwestycji (rzędu setek tysięcy złotych na km linii), lecz długi czas realizacji – operator sieci musi uzyskać prawa do ułożenia kabla przez dziesiątki prywatnych działek, uzgodnić projekt i wykonać prace budowlane. W efekcie tempo rozwoju hubów ładowania przy autostradach jest wolniejsze od popytu – w Polsce nadal wiele planowanych stacji ultraszybkich na MOP czeka na rozbudowę przyłączy energetycznych. Sytuację tę dostrzegają decydenci: przygotowano dedykowane fundusze na wsparcie takich inwestycji. Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) uruchamia w 2025 r. programy dotacji m.in. na infrastrukturę ładowania e-ciężarówek oraz na przyłącza elektroenergetyczne niezbędne do zasilenia stacji szybkiego ładowania. Łączny budżet tych programów (ok. 6 mld zł) ma pomóc w finansowaniu setek nowych stacji, pod warunkiem sprawnej koordynacji inwestycji sieciowych. Dzięki takim środkom publicznym rozbudowa stacji SN/nn w miastach i przy autostradach może przyspieszyć, zapewniając infrastrukturze niezbędną przepustowość.

Warto podkreślić, że modernizacja sieci elektroenergetycznej pod kątem elektromobilności przyniesie korzyści nie tylko kierowcom EV, ale wszystkim odbiorcom energii. Mocniejsze transformatory i nowe linie zmniejszą ryzyko awarii i przerw w zasilaniu, zwłaszcza na obszarach, gdzie dotąd napięcie bywało niestabilne. Inwestycje te wpisują się w szerszy trend unowocześniania polskiej infrastruktury energetycznej, co poprawi pewność i jakość dostaw prądu (redukcja spadków napięć, wahań częstotliwości, liczby i długości awarii). W perspektywie długoterminowej, rozwój elektromobilności wymusi przyspieszenie transformacji naszej sieci w kierunku sieci inteligentnej zdolnej do dwukierunkowego przepływu energii i komunikacji z odbiorcami.

Inteligentne systemy ładowania, V2G i magazyny energii – nowe rozwiązania

Aby sprostać wyzwaniom masowego ładowania EV, konieczne jest wdrożenie nowoczesnych technologii i koncepcji smart grid. Samo zwiększanie mocy sieci to nie wszystko – ważne są też inteligentne mechanizmy zarządzania energią po stronie popytu i podażu. Pojawiają się już pierwsze przykłady wdrożeń w Polsce, które pokazują, jak można integrować elektromobilność z siecią z korzyścią dla obu stron.

Inteligentne systemy ładowania (smart charging) pozwalają na bieżące sterowanie pracą ładowarek EV. Operatorzy infrastruktury coraz częściej stosują tzw. dynamiczny przydział mocy – gdy do jednej stacji podłączonych jest wiele pojazdów, algorytmy mogą ograniczyć moc pojedynczych ładowań tak, by nie przekroczyć sumarycznej mocy dostępnej z sieci. Przykładem innowacyjnego podejścia jest integracja stacji ładowania z magazynami energii. GreenWay Polska już w 2019 r. uruchomił w Gdańsku pierwszą stację szybkiego ładowania wspomaganą bateryjnym magazynem energii (system GridBooster). Rozwiązanie to wykorzystuje używane moduły bateryjne z samochodów elektrycznych i pozwala gromadzić energię w baterii w okresach niskiego obciążenia sieci, a następnie zasilać nią ładowarki, gdy zapotrzebowanie chwilowo przekracza moc dostępnego przyłącza. Dzięki temu stacja ładowania może osiągać maksymalną moc dla kilku pojazdów jednocześnie, mimo ograniczeń mocy pobieranej z sieci. GridBooster ładuje się np. nocą lub w innych dolinach zużycia, a oddaje energię w szczytach – pozwala to także obniżyć koszty operacyjne operatora (energia pobierana jest głównie w tańszych godzinach). Takie magazyny energii jako element infrastruktury ładowania stają się coraz popularniejsze na świecie, a w Polsce zapowiadane są kolejne instalacje tego typu. Docelowo, magazyny przy stacjach będą też mogły świadczyć usługi na rzecz sieci – pobierając energię w nadmiarze (np. przy dużej generacji OZE) i oddając w chwilach przeciążenia systemu.

Kolejnym przełomowym rozwiązaniem jest koncepcja Vehicle-to-Grid (V2G), czyli wykorzystania pojazdów elektrycznych jako mobilnych magazynów energii zdolnych oddawać energię z powrotem do sieci. Pierwszy projekt V2G w Polsce został uruchomiony we wrześniu 2022 r. przez firmę Solaris w zajezdni w Bolechowie koło Poznania. Zainstalowano tam dwukierunkowe ładowarki o mocy 150 kW obsługujące autobusy elektryczne – to pierwsza taka instalacja w naszym kraju. Technologia V2G umożliwia przesył energii w dwóch kierunkach: standardowo z sieci do pojazdu podczas ładowania, ale również z pojazdu do sieci, gdy pojazd jest naładowany, a w systemie występuje zwiększone zapotrzebowanie. Naładowane autobusy mogą w razie potrzeby oddawać energię do lokalnej sieci, wspomagając ją w godzinach szczytu. Innymi słowy, flota pojazdów może działać jak rozproszony magazyn energii, odciążając sieć w krytycznych momentach. Takie rozwiązanie podnosi stabilność sieci w godzinach szczytu, a dodatkowo może pełnić rolę awaryjnego źródła zasilania – w sytuacjach nagłych niedoborów energii lub awarii, pojazdy z V2G mogą zasilić potrzeby własne przedsiębiorstwa albo wspomóc sieć miejską. Technologia V2G jest wciąż we wczesnej fazie rozwoju, ale prowadzone projekty pilotażowe (takie jak ten w Bolechowie) pokazują, że w przyszłości użytkownicy EV będą mogli nie tylko pobierać, ale i dostarczać energię, co stwarza zupełnie nowe możliwości biznesowe (np. sprzedaż energii z powrotem do sieci w godzinach wysokich cen).

Równolegle trwają prace nad zwiększeniem roli stacjonarnych magazynów energii w systemie. Wykorzystanie baterii wycofanych z EV (second life) do budowy dużych magazynów pozwala zagospodarować zużyte ogniwa i jednocześnie wesprzeć sieć elektroenergetyczną. Przykładowo, spółki energetyczne w Polsce testują magazyny kontenerowe o mocy rzędu 1–5 MW, które mogą stabilizować pracę sieci na poziomie lokalnym – redukować wahania i zapewniać rezerwę mocy. Magazyny takie można integrować z farmami fotowoltaicznymi i wiatrowymi, a także z hubami ładowania, by buforować energię. Dzięki magazynom stacje ładowania mogą pobierać prąd z sieci tylko w godzinach pozaszczytowych, gromadząc go na później, a w momentach wzmożonego ładowania oddawać zgromadzoną energię pojazdom. To odciąża sieć w czasie szczytu oraz zwiększa efektywność wykorzystania OZE.

Podsumowując, masowy rozwój elektromobilności stawia przed polską siecią elektroenergetyczną szereg wyzwań – od lokalnych przeciążeń transformatorów po konieczność przyspieszonej rozbudowy infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej. Jednocześnie jednak pojazdy elektryczne i związane z nimi technologie oferują nowe możliwości. Inteligentne ładowanie, magazynowanie energii i V2G mogą uczynić z EV element stabilizujący sieć, pomagając zbilansować popyt z podażą energii w czasie rzeczywistym. Przy odpowiednich inwestycjach w infrastrukturę energetyczną oraz wdrożeniu mechanizmów zarządzania popytem, polska sieć elektroenergetyczna powinna sprostać masowemu ładowaniu EV bez utraty stabilności. Co więcej, elektromobilność może stać się impulsem do modernizacji i digitalizacji naszej sieci, z korzyścią dla bezpieczeństwa energetycznego kraju. Wyzwanie masowego ładowania EV można więc przekuć w szansę – katalizator transformacji w kierunku nowoczesnej, elastycznej i odpornej sieci elektroenergetycznej, gotowej na realia XXI wieku.

---

Źródła:

1. Polskie Stowarzyszenie Nowej Mobilności – Licznik Elektromobilności (grudzień 2024) psnm.orgpsnm.orgpsnm.orgpsnm.org
   
2. Interia/MKiŚ – Prognozy liczby EV i zużycia energii (OSR Ministerstwa Klimatu) motoryzacja.interia.plmotoryzacja.interia.pl
   
3. WysokieNapiecie.pl – Analiza: Czy sieci wytrzymają ładowanie aut elektrycznych? wysokienapiecie.plwysokienapiecie.plwysokienapiecie.plwysokienapiecie.plwysokienapiecie.plwysokienapiecie.plwysokienapiecie.plwysokienapiecie.plwysokienapiecie.plwysokienapiecie.plwysokienapiecie.pl
   
4. StrefaInwestorow/Solaris – Pierwsze ładowarki V2G w Polsce (Bolechowo) strefainwestorow.plstrefainwestorow.plstrefainwestorow.pl
   
5. GreenWay – Magazyn energii przy stacji ładowania (GridBooster) greenwaypolska.plgreenwaypolska.plgreenwaypolska.plgreenwaypolska.pl