Spis treści
Według danych, opublikowanych w maju przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, w 2023 r. przedsiębiorstwa energetyczne wydały ponad 7,4 tys. odmów (+6 proc. rdr) na źródła o łącznej mocy 83,6 GW (+63,8 proc. rdr).
Zobacz więcej: Odmowy przyłączeń do sieci pobiły w 2023 roku absolutny rekord
Wśród nich odmowy ze względów ekonomicznych stanowiły 2,2 tys. przypadków (17,9 GW). Ponadto 3,6 tys. odmów (41,8 GW) było spowodowane brakiem warunków technicznych przyłączenia do sieci, a 1,6 tys. (23,9 GW) zarówno brakiem warunków technicznych, jak i ekonomicznych.
O przyłącze jest bardzo trudno, więc inwestorzy szukają innych możliwości podpięcia do sieci niż standardowa, publicznoprawna ścieżka. Tu pojawia się przewidziana w Prawie energetycznym opcja komercyjna.
Zgodnie z przepisami (art. 7 ust. 9 Pe) w przypadku, gdy przedsiębiorstwo energetyczne odmówi przyłączenia do sieci z powodu braku warunków ekonomicznych, to może zawrzeć umowę o przyłączenie do sieci w tzw. trybie komercyjnym, ustalając w tej umowie opłatę za przyłączenie w wysokości uzgodnionej z podmiotem ubiegającym się o przyłączenie do sieci. Przypomniał o tym w marcowym komunikacie sam prezes URE.
Od grudnia 2022 r. spółki dystrybucyjne mają obowiązek podać szacowaną wysokość opłaty za przyłączenie komercyjne w powiadomieniu o odmowie z przyczyn ekonomicznych, a także technicznych i ekonomicznych. Jednocześnie na żądanie podmiotu przyłączanego dystrybutor powinien poinformować o sposobie kalkulacji opłaty z wyszczególnieniem istotnych elementów nakładów inwestycyjnych (art. 7 ust. 12 Pe).
W ostatnim czasie przyłączami komercyjnymi mocniej zajęli się też sami operatorzy. Najpierw pod koniec sierpnia Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) ogłosiły konsultacje procedury stosowania takich przyłączy. Następnie na początku września ruszyły prace zespołu ds. optymalizacji procesu przyłączeniowego OZE przy Polskim Towarzystwie Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE), który zajmuje się m.in. przyłączami komercyjnymi.
Lepiej płytko czy głęboko
Jednak nim zajmiemy się konsultacjami PSE i pracami przy PTPiREE warto najpierw sprawdzić to, czy przyłącza komercyjne były dotychczas szerzej stosowane, czy tylko stanowiły opcję przewidzianą w Prawie energetycznym?
Z obserwacji Łukasza Łuczaka, eksperta inwestującej w OZE spółki Sevivon, to rozwiązanie było stosowane przez operatorów wyłącznie w „płytkiej rozbudowie sieci”.
– W praktyce oznaczało to inwestycje, które były ściśle związane z budową przyłącza, jednak wzbogacone o elementy sieciowe, które nie powinny być ujęte w opłacie za przyłączenie pomimo iż były niezbędne do wybudowania przyłącza, np. budowa rozdzielni sieciowej. Stosując w takich przypadkach przyłącze komercyjne dla „płytkiej rozbudowy sieci” operatorzy zabezpieczali się przed sporem co do wysokość opłaty za przyłączenie – tłumaczy Łuczak.
– Z kolei „głęboka rozbudowa sieci”, to taka, która dotyczy również rozbudowy/modernizacji sieci i służy większej liczbie klientów, odbiorców i wytwórców, ale nie jest niezbędna, aby fizycznie wybudować przyłącze. Jest zatem jedynie konieczna po to, aby dostarczyć/odebrać pełną moc z/do przyłączanego obiektu, np. poprzez modernizację całej linii elektroenergetycznej w innym węźle sieciowym – dodaje.
W komentarzu dla naszego portalu Łuczak podkreślił, że obecnie niemal każdy wniosek o przyłączenie OZE posiada pewne bariery i problemy sieciowe. Często problemy te nie są jednak wielkie i jest możliwe zaangażowanie się inwestorów w dodatkową rozbudowę sieci, co stwarza potencjał dla przyłączy komercyjnych.
– To typowa sytuacja win-win. Branża ma kompetencje i zasoby, aby zbudować dodatkowy plan modernizacji sieci i go skutecznie realizować – zaznacza i dodaje, że to pozwala pracować nad rozwiązaniem problemów, a nie kończy proces na odmowie przyłączenia.
– Musimy jednak podkreślić, że wysiłek ten nie może spowodować w przyszłości spadku zaangażowania w rozwój sieci przesyłowej i dystrybucyjnej przez operatorów – zaznacza ekspert Sevivon.
Joanna Bolesta, która w Iberdrola Renewables Polska odpowiada za regulacje, wskazuje, że branża OZE wiąże duże nadzieje z przyłączami komercyjnymi.
– Jeśli warunki będą akceptowalne pod względem kosztów i poziomu ryzyka, to spodziewamy się dużego zainteresowania ich realizacją. Zwłaszcza, jeśli zostaną stworzone dobre warunki do partycypowania w danym przyłączu większej liczby podmiotów, co pozwoli podzielić koszty – mówi nam Bolesta.
Dodaje przy tym, że Iberdrola rozwija portfel projektów OZE i otrzymuje od operatorów, podobnie jak inni inwestorzy, decyzje odmowne z przyczyn ekonomicznych.
– Dostajemy wtedy szacunkowy koszt i wykaz inwestycji sieciowych, które należy wykonać. Problem w tym, że często te inwestycje obejmują również infrastrukturę innych operatorów niż ten, do którego wnioskuje się o przyłączenie. To jeszcze bardziej komplikuje możliwość tworzenia przyłącza komercyjnego. W tej sytuacji współpraca większej liczby podmiotów zainteresowanych przyłączem wydaje się konieczna, aby podzielić koszty – tłumaczy menadżerka.
Operatorzy już budują komercyjne przyłącza
Jak temat wygląda natomiast po stronie operatorów? O to portal WysokieNapiecie.pl zapytał biura prasowe „wielkiej piątki” dystrybutorów. Wśród nich specyficznym przypadkiem jest Stoen Operator, którego obszar działalności ogranicza się do Warszawy.
– W przypadku Stoen Operator nie ma odmów przyłączania OZE. Praktycznie wszystkie wnioski dotyczą przyłączenia w ramach instalacji wewnętrznych klientów i mieszczą się w ramach mocy przyłączeniowej wybudowanych przyłączy dla tych klientów. Oznacza to, że instalacje OZE są przyłączane bezinwestycyjnie. Zatem nie było potrzeby, aby uruchamiać tryb komercyjny realizacji przyłącza – przekazała nam Aleksandra Smolarska-Flis z biura prasowego spółki.
Energa-Operator, jak poinformowała nas rzecznik firmy Beata Ostrowska, realizowała już przyłączenia OZE do sieci na zasadach komercyjnych, a obecnie jest w trakcie kilku takich przedsięwzięć. Dotyczą one źródeł o jednostkowych mocach przyłączeniowych kilkudziesięciu megawatów każde.
– Istotnym elementem inwestycji związanych z wykonaniem takiego przyłączenia jest zazwyczaj budowa rozdzielni sieciowej 110 kV, stanowiącej punkt styku OZE z siecią Energa-Operator. Spółka otwarta jest na przyłączenia komercyjne również na niższych poziomach napięć, gdzie zakres przyłączenia komercyjnego skupia się głownie na wymianie transformatorów mocy WN/SN, na jednostki o większej mocy znamionowej – wyjaśnia Ostrowska.
Dodaje przy tym, że spółka realizuje przyłącza komercyjne, jeśli inwestor zaakceptuje szacunkowe koszty wskazane przez operatora. Te natomiast obejmują zarówno koszt budowy przyłącza, jak i „wymagany zakres rozbudowy sieci dla stworzenia warunków technicznych umożliwiających przyłączenie danej instalacji i odbiór z niej wytworzonej energii elektrycznej”.
– PGE Dystrybucja systematycznie realizuje przyłączenia na zasadach komercyjnych. Koszty takich inwestycji zazwyczaj mieszczą się w przedziale od kilkuset tysięcy do kilku milionów złotych w zależności od złożoności danego zadania i stopnia konieczności rozbudowy infrastruktury energetycznej. Obecnie w spółce mamy blisko 70 takich umów na różnych etapach realizacji – przekazało nam biuro prasowe spółki.
Dodaje, że PGE Dystrybucja dla zainteresowanych podmiotów przygotowuje umowę przyłączeniową, zawierającą m.in. konieczny zakres inwestycji do wykonania oraz wstępny szacunek kosztów.
– Po podpisaniu umowy następuje etap wykonania dokumentacji formalnoprawnej. Następnie prowadzone jest postępowanie przetargowe na wyłonienie wykonawcy. Jest to procedura pozwalająca uzyskać obiektywnie najlepszą ofertę. O wyniku przetargu informowany jest podmiot przyłączany, który na tym etapie akceptuje ostateczny koszt inwestycji. Akceptacja oznacza przejście dla realizacji przyłączenia – tłumaczy firma.
Od Mateusza Gościniaka, rzecznika Enei Operator, dowiedzieliśmy się, że spółka realizowała już przyłącza komercyjne. Inwestycja taka musi mieścić się w standardach technicznych firmy i wykraczać poza plan rozwoju firmy.
– Jeśli istniały ku temu warunki w danej lokalizacji to zgadzaliśmy się na przebudowę sieci do standardów technicznych obowiązujących w naszej spółce. Jednak przypadków, w których finalnie została zawarta umowa, było tylko kilka. Dotyczą one głównie OZE – mówi Gościniak.
Dodaje też, że większość kosztów jest po stronie inwestora, ale operator nie pobiera opłat za swoją pracę przy realizacji przyłączenia. Szacunkowy budżet przedsięwzięcia jest aktualizowany po przeprowadzeniu przetargu.
Tauron Dystrybucja, jak informuje rzeczniczka firmy Renata Szczepaniak, otrzymała dotychczas kilka wniosków dotyczących realizacji przyłączenia w trybie komercyjnym. Obecnie procedowane jest przyłączenie jednego klienta.
– Aby wyjść naprzeciw oczekiwaniom klientów, jednocześnie zachowując ciągłość i niezawodność dostaw energii elektrycznej, opracowaliśmy niezbędne dokumenty dla klientów zainteresowanych przyłączeniem w trybie komercyjnym. Wkrótce na naszej stronie internetowej opublikujemy zaktualizowane „Zasady zawierania umów o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej Tauron Dystrybucja S.A. z opłatą za przyłączenie ustaloną w wysokości uzgodnionej z klientem” – wskazuje Szczepaniak.
Procedury spółki przewidują m.in. wniesienie 60 zł zaliczki za każdy wnioskowany kilowat mocy. Możliwości techniczne przyłącza i jego ostateczne parametry określa ekspertyza, której koszt ponosi inwestor. Koszt ten stanowi jednocześnie opłatę za rozpatrzenie wniosku komercyjnego. Po uzgodnieniu kosztów przyłącza, które poniesie inwestor, musi on także wnieść zabezpieczenie należytego wykonania umowy.
PSE konsultują się z rynkiem
Zainteresowanie przyłączami komercyjnymi obserwuje też PSE. Jest ono na tyle duże, że pod koniec sierpnia spółka przedstawiła do konsultacji propozycję procedury, która uporządkuje stosowanie tego rozwiązania. Ze szczegółami tej propozycji można zapoznać się na stronach operatora sieci przesyłowej.
W dużym skrócie ma się ona składać z sześciu etapów, z których pierwszym jest odmowa przyłączenia w trybie publicznoprawnym i wstępna deklaracja zainteresowania opcją komercyjną.
Drugi etap to wybór projektów – w cyklach co 3 albo 6 miesięcy. Do pierwszego cyklu operator proponuje dopuścić wszystkie odmowy wydane nie później niż 31 grudnia 2023 r. W procedurze znajdą się takie przedsięwzięcia, które m.in. nie będą wymagać budowy nowej stacji elektroenergetycznej najwyższych napięć, a także nie wpłyną negatywnie na prowadzone i planowane przez PSE prace.
Trzeci etap to zawarcie porozumienia i wykonanie przez zewnętrznego eksperta analizy sieciowej, która określi kwestie techniczne inwestycji i jej wstępny koszt. Etap czwarty obejmuje konsultacje wyników analizy sieciowej, audyty/studia wykonalności, podział prac i wycenę. Piąty etap, jeśli będzie potrzebny, będzie związany umowami/porozumieniami dotyczącymi rozbudowy sieci dystrybucyjnej. Ostatni, szósty punkt, to zawarcie umowy o przyłączenie w trybie komercyjnym.
Maciej Wapiński, rzecznik PSE, pytany przez portal WysokieNapiecie.pl o zainteresowanie konsultacjami, wskazał, że było spore – wzięło w nich udział 13 podmiotów. Trwa analiza zgłoszonych uwag, sugestii i opinii, których łącznie zebrano ok. 250.
Wapiński przekazał nam też, że w przeszłości PSE zawarły jedną umowę przyłączeniową na zasadach komercyjnych,
– Dotyczy ona instalacji fotowoltaicznej o mocy 150 MW. Inwestor zobowiązany jest do sfinansowania dostosowania sieci operatora systemu dystrybucyjnego, którego linie wymagały zwiększenia dopuszczalnej obciążalności, by umożliwić przyłączenie tego obiektu – tłumaczy rzecznik.
Wiele szczegółów wymaga doprecyzowania
Jak przedstawione przez PSE propozycje ocenia branża OZE? Joanna Bolesta z Iberdroli na wstępie zauważa, że Prawo energetyczne poświęca przyłączeniom na zasadach komercyjnych tylko kilka zdań, co pozostawia szerokie pole co do możliwości kształtowania warunków takiego przyłączenia przez operatorów. Widać to chociażby po obszerności propozycji, którą przedstawiły PSE.
– Jeśli chodzi o propozycje PSE, to po pierwsze kluczowa jest kwestia tego, jak operator będzie kwalifikował projekty mogące się ubiegać o przyłącze komercyjne. PSE proponuje pięć rygorystycznych warunków, które muszą być spełnione, aby projekt został dopuszczony do wieloetapowej procedury, w której zostaną określone dokładne koszty i warunki przyłączenia do sieci – wskazuje Bolesta w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl.
– Następnie dla wybranych projektów ma zostać przeprowadzona wspólna analiza sieciowa, co wydaje się dosyć trudne. Bardziej nasuwa się w tej sytuacji rejonizacja projektów, co też wpłynie na koszty takiej analizy w przeliczeniu na podmiot – dodaje.
Zwraca przy tym uwagę, że w procedurze zaproponowanej przez PSE wszystkie koszty ponoszą podmioty wnioskujące o przyłącze komercyjne. Z drugiej strony podmioty te mają nie mieć dostępu do wyników analizy sieci, audytów kosztów itp.
– Uważam, że proces ten powinien być bardziej przejrzysty, a PSE powinno udostępniać inwestorom kluczowe dane. Inna kwestia związana z partycypacją kosztów dotyczy sytuacji, w której grono podmiotów zainteresowanych danych przyłączem komercyjnym się uszczupli. Dlatego ważna jest także weryfikacja podmiotów, które będą w takim grupowym przyłączu uczestniczyć, aby zmniejszyć ryzyko innych uczestników postępowania – mówi przedstawicielka Iberdroli.
Ponadto, jej zdaniem, jeśli inwestor buduje przyłącze komercyjne, które jest finansowane ze środków prywatnych, to korzystającym z niego instalacjom OZE powinno przysługiwać prawo do rekompensat za nierynkowe redysponowanie.
– Inna kwestia to koszty utrzymania powstałej infrastruktury – kto będzie ponosił te koszty, a także czy będzie to miało jakiś wpływ na opłaty sieciowe? Wszystko powinno zostać wyjaśnione jak najszybciej, aby inwestorzy mieli pełną jasność – uważa Joanna Bolesta.
Michał Smyk, który kieruje polskim biznesem norweskiego koncernu Statkraft, powiedział nam, że spółka kierunkowo wspiera przyłącza komercyjne, ale rozwiązania przedstawione przez PSE wymagają doprecyzowania z uwagi na wieloetapową procedurę oraz związane z nią koszty.
Smyk wskazuje na cztery główne aspekty. Po pierwsze, wyjaśnienia wymaga kwestia wykonania analizy sieciowej i jej zakresu – czy będzie ona dotyczyła obszarów lokalnych, czy całego systemu elektroenergetycznego?
– Po drugie, brakuje sprecyzowanego klucza podziału kosztów, które trzeba będzie ponieść na rozbudowę sieci – szczególnie wtedy, jeśli przyłącze będzie miało obsługiwać większą liczbę projektów, należących do różnych inwestorów. Podobnie w przypadku, gdy na którymś z etapów zmniejszy się grono podmiotów zainteresowanych przyłączeniem. Także wycena kosztów ponoszonych przez PSE na obsługę całego procesu wymaga wyjaśnienia – wyjaśnia menedżer.
– Po trzecie, należy doprecyzować kwestię terminu, w którym zapaść ma decyzja o akceptacji kosztów i warunków przyłączenia. Obecnie zaproponowany termin jest bardzo krótki. Z punktu widzenia inwestora nie jest wystarczający do podjęcia decyzji – dodaje.
– Po czwarte, ważna jest kwestia ryzyka związanego z odstąpieniem od rozbudowy sieci po konsultacjach z OSD, jeśli przyłączenie będzie wymagało przebudowy infrastruktury do nich należącej. Również ryzyko odstąpienia przez PSE od umowy powinno być obwarowane odpowiednimi zabezpieczeniami – stwierdza Michał Smyk.
Nie tylko dla OZE, ale też magazynów energii
O komentarz poprosiliśmy także Stowarzyszenie Energii Odnawialnej, które podobnie jak Iberdrola czy Statkraft zaangażowało się w konsultacje PSE oraz prace prowadzone przy PTPiREE.
Sebastian Kwapuliński, prezes SEO, na wstępie podkreślił, że tryb komercyjny ma stanowić wyjątkową procedurę stosowaną w przypadku, gdy przyłączenie danego podmiotu do sieci nie jest możliwe z przyczyn ekonomicznych.
– Możliwość przyłączenia do sieci na zasadach komercyjnych nie zwalania operatorów od realizowania inwestycji związanych z modernizacją i rozbudową sieci i umożliwiania tym samym realizacji przyłączeń w trybie publicznoprawnym – mówi nam prezes.
SEO uważa też, że oprócz źródeł OZE należy dopuścić do możliwości przyłączeń komercyjnych również magazyny energii oraz systemy dystrybucyjne, czyli lokalne OSDn, gdyż taką potrzebę zgłasza wielu inwestorów.
Natomiast wśród uwag do propozycji PSE wskazuje m.in. wydłużenie maksymalnego terminu, na jaki może być zawarta umowa przyłączeniowa w trybie komercyjnym, np. do 72 miesięcy, lub uelastycznienie zasad ich zawierania.
– Obowiązujący obecnie standardowy termin, wynoszący 48 miesięcy, może być znacząco za krótki w sytuacji, gdy za finansowanie koniecznych do realizacji inwestycji sieciowych będą odpowiadać inwestorzy. Zwłaszcza w formule, gdy w kosztach budowy przyłącza partycypuje kilka niezależnych od siebie podmiotów – tłumaczy prezes.
– Obawy budzi propozycja dopuszczenia do procesu związanego z przyłączami komercyjnymi wszystkich odmów – bez względu na datę ich wydania. Taka procedura może spowodować napływ bardzo dużej liczby wniosków, co sparaliżuje prace PSE nad wydawaniem warunków przyłączenia do sieci – zarówno w trybie publicznoprawnym, jak i komercyjnym – dodaje.
W jego opinii bardzo ważne będzie zapewnienie wysokiego poziomu wiarygodności podmiotów wnioskujących o udział w przyłączeniu komercyjnym.
– Skoro system oceny projektów wnioskujących o warunki przyłączenia w trybie publicznoprawnym jest już niewydolny z uwagi na liczbę składanych wniosków przy ustawowej zaliczce w wysokości 30 tys. zł/MW, to dla trybu komercyjnego ten koszt powinien być odpowiednio wyższy. Zwłaszcza biorąc pod uwagę to, że wymaga on sfinansowania inwestycji przez wnioskujące podmioty – wyjaśnia Kwapuliśki.
– Z drugiej strony taki komercyjny tryb powinien być sprawniejszy niż standardowy. Postulujemy więc wprowadzenie konieczności wniesienia odpowiednio wyższej zaliczki lub gwarancji bankowej. Ostateczny poziom tych opłat powinien zostać określony na podstawie konsultacji z przedstawicielami sektora – podkreśla.
Transparentność będzie kluczowa
Zdaniem Kwapulińskiego kluczowa dla powodzenia przyłączeń komercyjnych będzie transparentność całego procesu, który wiąże się z przeprowadzeniem analiz, audytów i studiów wykonalności. Jest więc pożądane, aby PSE na poszczególnych etapach udostępniał uczestnikom postępowania wyniki prac. Sam wybór podmiotów dokonujących analizy też powinien być transparentny.
– Wyjaśnienia wymaga również to, czy operatorzy systemów dystrybujnych, których udział niejednokrotnie będzie w tym procesie konieczny, będą mieli możliwość arbitralnego odmawiania możliwości zaangażowania w przyłącze komercyjne. Należy rozważyć wypracowanie specyficznych przesłanek, których spełnienie warunkowałoby możliwość odmowy w tym zakresie – ocenia prezes SEO.
Według założeń – jak wskazuje Kwapuliński – do końca 2024 r. powinny też zostać wypracowane rekomendacje w ramach prac prowadzonych przy PTPiREE – zarówno w zakresie standardów branżowych, jak zmian legislacyjnych potrzebnych do sprawnego stosowania przyłączy komercyjnych. W gestii Ministerstwa Klimatu i Środowiska pozostaje natomiast zagregowanie tych wniosków w ramach toczących się w resorcie prac.
Zobacz także: Inwestycje w wiatraki i fotowoltaikę w sieciowym matriksie
