(RE)dysponowanie. Nawet 1 TWh utraconej zielonej energii w 2024 r.?

© Yingyaipumi

Powyższe dane przytacza Polskie Stowarzyszenie Fotowoltaiki (PSF), które w raporcie „Nierynkowe redysponowanie fotowoltaiki w Polsce 2024”⁽¹⁾ przyjrzało się problemowi czasowego ograniczenia wytwarzania i wprowadzania do sieci energii ze źródeł odnawialnych. Zjawisko, nazywane nierynkowym redysponowaniem lub curtailmentem, ma miejsce wskutek decyzji operatora systemu przesyłowego - Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) i - jak informuje PSF - dotyczy przede wszystkim wielkoskalowych farm fotowoltaicznych. Główne przyczyny diagnozowane przez ekspertów to ograniczona przepustowość sieci i trudności z bilansowaniem systemu zwłaszcza w okresie równoczesnego niskiego zapotrzebowania na energię i wysokiej produkcji OZE. Problemów nastręcza też utrzymanie odpowiednich parametrów jakościowych energii elektrycznej, takich jak częstotliwość i napięcie.

Czytaj też: W pogoni za straconą energią. Magazyny jednym z rozwiązań redysponowania nierynkowego

Nawet 15% rocznej generacji dużych źródeł PV

Według PSF całkowita wielkość energii objętej redukcją w 2024 r. może wzrosnąć z 400 GWh nawet do 1 TWh. Obecna skala redukcji przekracza 2% rocznych możliwości generacyjnych źródeł fotowoltaicznych i wiatrowych, pozostaje więc relatywnie niewielka. – Mając jednak na uwadze fakt, że większość ograniczeń dotyczy „dużej” generacji fotowoltaicznej (…), której moc zainstalowana nie przekracza 5 GW, wielkość ta staje się istotna, bowiem może docelowo sięgnąć nawet 15% rocznej generacji tej grupy źródeł OZE – czytamy w raporcie. Jak zauważają autorzy, przymusowe wyłączenia zaczynają być w praktyce traktowane przez operatora jako zasadnicze rozwiązanie bilansujące system, co „nie usuwa przyczyn zjawiska”, stanowi za to zagrożenie dla krajowej transformacji energetycznej. Ograniczenie generacji OZE oznacza stratę dla polskiej gospodarki, która potrzebuje zielonej energii, a także wysokie koszty rekompensat. – Już w perspektywie kilku lat wysokość takich odszkodowań może sięgać nawet kilkuset milionów złotych rocznie – ocenia PSF, wskazując na konsekwencje dla rachunków wystawianych odbiorcom końcowym.

Pogorszenie klimatu inwestycyjnego

W raporcie czytamy również o powodowanym przez redysponowanie pogorszeniu klimatu inwestycyjnego wokół rynku OZE w naszym kraju. - Wysoki poziom curtailmentu może zniechęcić inwestorów do finansowania nowych projektów fotowoltaicznych, które są główną siłą napędową transformacji energetycznej w Polsce – tłumaczy prezes PSF Ewa Magiera. Utrata potencjalnych przychodów przekłada się na możliwość pokrycia kosztów operacyjnych i spłaty kredytów, a tymczasem rozpatrywanie wniosków i wypłata rekompensat postępują bardzo wolno. Zjawisko odbija się też na stronach umów cPPA (zarówno sprzedających, jak i kupujących energię), które w długoterminowych kontraktach muszą wyceniać ryzyko wyłączeń. Kosztów jest więcej; biznes ponosi je m.in. w droższym utrzymaniu bezpieczeństwa i ciągłości pracy instalacji fotowoltaicznych.

Czytaj też: Nawet 100 GW mocy zainstalowanych fotowoltaiki? Głosy o drodze do neutralności klimatycznej

Polskie prawo niezgodne z unijnym

Sprawa budzi także wątpliwości prawne. W ocenie PSF, legislacja odnosząca się do redysponowania jest niezgodna z ustawodawstwem unijnym. Problem tkwi m.in. w przepisach wprowadzonych na mocy nowelizacji ustawy Prawo energetyczne w 2023 r., które modyfikują przepisy unijnego rozporządzenia nr 2019/943 w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej, odnoszącego się m.in. do redysponowania. Tymczasem, jak zauważa radczyni prawna dr Magdalena Porzeżyńska, rozporządzenia są stosowane bezpośrednio w krajowych porządkach prawnych. – Założeniem rozporządzenia jest jednolite uregulowanie wszystkich zagadnień we wszystkich państwach członkowskich UE. Gdyby unijny ustawodawca dopuszczał większą elastyczność w zakresie zasad funkcjonowania mechanizmu redysponowania, przyjąłby dyrektywę – wyjaśnia.

Polskie przepisy wprowadzają odgórny wymóg uwzględnienia w umowie przyłączeniowej postanowień skutkujących brakiem niezawodności dostaw, co – niezgodnie z prawem unijnym - ma wykluczać wytwórców z możliwości uzyskania rekompensaty. Magdalena Porzeżyńska mówi też o braku uwzględnienia zasad obiektywizmu, niedyskryminacji i proporcjonalności. – Jest zupełnie nieczytelne, dlaczego to elektrownie słoneczne najczęściej podlegają ograniczeniom. Wyłączenia, ich częstotliwość i zakres, są niespodziewane i nieprzejrzyste; z punktu widzenia branży, operator ma pod tym względem całkowitą dowolność – opowiada prawniczka. Nowe regulacje w jej ocenie powinny więc ograniczyć arbitralność decyzji o redysponowaniu, zobligować operatora do uzasadniania swoich działań oraz określić jasne kryteria stosowania wyłączeń. Porzeżyńska zaznacza, że curtailment jest zjawiskiem powszechnie występującym w Europie, należy jednak poddać je spójnym normom prawnym. – W innym przypadku Polsce grozi postępowanie wyjaśniające Komisji Europejskiej, które może zakończyć się wysokimi karami ze strony Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej. Zrzucą się na nie wszyscy podatnicy – ostrzega.

Samobilansowanie i elastyczność systemu

Rekomendacje z raportu PSF odnoszą się do konkretnych zmian, takich jak uchylenie art. 7 ust. 2e ustawy Prawo energetyczne (wprowadzającego odgórny wymóg uwzględnienia w umowie przyłączeniowej postanowień skutkujących brakiem niezawodności dostaw) oraz art. 31 jej nowelizacji, mówiącej o wymogu dostosowania zawartych umów o świadczenie przesyłania energii elektrycznej albo umów o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej o brak postanowień gwarantujących niezawodność dostaw energii. Zmienić ma się również przepis ograniczający możliwość redysponowania jedynie do jednostek wykorzystujących energię ze słońca lub wiatru, a uproszczeniu powinny ulec zasady związane z wyliczaniem wysokości i trybem ubiegania się o rekompensatę.

Czytaj też: Stan sieci zagraża realizacji projektów OZE

Czego jeszcze domaga się branża? Dalsze postulaty mówią o prognozowaniu generacji z OZE (operator może dokonać proporcjonalnego ograniczenia mocy wszystkich pogodozależnych Modułów Wytwarzania Energii względem prognozy przy zapewnieniu w systemie sterowalnej rezerwy na potrzeby bilansowania) i zwiększaniu stopnia wykorzystania mocy przyłączeniowej. Chodzi po pierwsze o współdzielenie pasma mocy przez źródła o zróżnicowanym profilu generacji oraz magazyny (power pooling). Kolejne rozwiązania to cable pooling - a więc współdzielenie infrastruktury przyłączeniowej i pasma mocy przez źródła o zróżnicowanym profilu generacji oraz wprowadzenie zachęt do modernizacji lub modyfikacji już przyłączonych Modułów Wytwarzania Energii. Miałoby się to odbywać np. poprzez ograniczenie generacji szczytowej (peak shaving). Następne zmiany systemowe, wymieniane w raporcie, powinny zwiększać elastyczność Krajowego Systemu Elektroenergetycznego; także poprzez ograniczenia generacji szczytowej już przyłączonych jednostek wytwórczych i rozszerzenie lub przesunięcie w profilu generacji oraz przez kompleksowe wsparcie dla magazynowania energii. W ostatnim z tych punktów zawierają się takie recepty jak elektryfikacja ciepłownictwa czy magazynowania energii z OZE w cieple.

Szymon Majewski
Dziennikarz