Spis treści
Zdecydowanie najczęściej temat ten pada w kontekście nowego systemu rozliczenia wsparcia dla domowej fotowoltaiki.
Od 1 kwietnia 2022 r. zaczął obowiązywać net-billing, który nie jest tak korzystny i przejrzysty dla nowych prosumentów energii elektrycznej jak wprowadzony w połowie 2016 r. system opustów. To właśnie dzięki niemu i kolejnym edycjom rządowego programu „Mój Prąd” zainteresowanie Polaków produkcją energii słonecznej osiągnęło ogromny poziom.
Zobacz więcej: Net-billing zamiast opustów. Jak zmienia się opłacalność fotowoltaiki?
W marcu 2022 r. liczba mikoroinstalacji OZE, czyli źródeł energii odnawialnej o mocy nie większej niż 50 kW, przekroczyła milion, a łączna moc 7,3 GW. To zasługa domowej fotowoltaiki. Warto przy tym przypomnieć, że Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. – zatwierdzona przez rząd na początku 2021 r. – przewidywała osiągnięcie poziomu 5-7 GW mocy w fotowolotaice dopiero w 2030 r.
Za dużo słońca w sieci?
Jeśli Polacy stali się entuzjastami fotowoltaiki, to dlaczego państwo postanowiło ten zapał ostudzić? Rząd jako główną przyczynę wprost wskazał możliwości sieci dystrybucyjnej, której techniczne możliwości odbierania energii od prosumentów zaczynają się wyczerpywać.
Podobnie argumentują sami dystrybutorzy, na czele z zrzeszającym ich Polskim Towarzystwem Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE). Jak podkreślają, wraz bardzo szybkim przyrostem mikroinstalacji – coraz częściej latem, kiedy generacja ze źródeł fotowoltaicznych jest najwyższa – występują przypadki niedotrzymania parametrów jakości energii. Dotyczy to określonego punktu sieci lub całego obwodu niskiego napięcia, a powodem jest wzrost napięcia wywołany pracą mikroinstalacji PV.
– Przyczyną jest brak zbilansowania energii w ramach jednego obwodu niskiego napięcia, ponieważ okres największej zdolności wytwórczej pokrywa się z małym zapotrzebowaniem na energię, a jej konsumpcja w gospodarstwach domowych przypada na inne godziny – zaznaczyło PTPiREE.
Tłumacząc to bardziej obrazowo, rząd i dystrybutorzy chcą, aby prosumenci więcej produkowanej energii zużywali na własne potrzeby zamiast „magazynowali” ją w sieci i odbierali po korzystnych warunkach, gdy będzie im potrzebna. Dlatego czwarta edycja programu „Mój Prąd”, która ruszyła w połowie kwietnia, zachęca też do inwestycji w pompy ciepła czy domowe magazyny energii.
Zobacz więcej: Mój Prąd 4.0: dotacje do fotowoltaiki i magazynów energii elektrycznej i ciepła
Stan sieci dystrybucyjnej zaczął zatem być postrzegany jako jeden z głównych hamulców rozwoju OZE w Polsce – obok tzw. ustawy odległościowej, która blokuje przygotowania do budowy nowych farm wiatrowych na lądzie.
Zobacz też: Zasada 10H w klimacie, ale czy z politycznym poparciem?
Farmom brakują przyłączy
Problem z sieciami nie dotyczy jednak tylko mikroinstalacji. Coraz częściej narzekają na nie inwestorzy, którzy chcieliby wybudować farmy fotowoltaiczne i wiatrowe, a nawet biogazownie czy magazyny energii.
W lutym tego roku w tej kwestii alarmowała Konfederacja Lewiatan, wskazując na rosnąca liczbę odmów wydania warunków przyłączenia do sieci przez operatorów systemów elektroenergetycznych. Jak wyliczyła organizacja, w latach 2019-2020 oddziały terenowe Urzędu Regulacji Energetyki (URE) otrzymały 1209 powiadomień o odmowach przyłączenia obiektów o łącznej mocy niemal 5668 MW.
– Oznacza to spory wzrost w porównaniu do okresu 2017-2018 (powiadomień było wtedy 260) przy jednoczesnym zwiększeniu łącznej wielkości mocy obiektów zgłoszonych do przyłączenia (było 735 MW). Operatorzy uzasadniając odmowy na ogół powołują się ogólnikowo na brak technicznych warunków przyłączenia do sieci, nie wskazując przy tym żadnej perspektywy, w której przyłączenie mogłoby ostatecznie nastąpić – wskazał Lewiatan.
Jednocześnie – jak podkreśla organizacja – w postępowaniach spornych URE standardowo odmawia przedsiębiorcom inwestującym w rozwój OZE dostępu do informacji o warunkach przyłączenia powołując się na ochronę informacji niejawnych lub tajemnicy przedsiębiorstwa.
– Godzi to w przejrzystość systemu przyłączania do sieci i nie pozwala na racjonalne poszukiwania takich rozwiązań, które mogłyby przeciwdziałać części problemów identyfikowanych przez operatorów sieci – stwierdził Lewiatan.
Z kolei dystrybutorzy energii odbijają piłeczkę argumentując, że poza możliwościami technicznymi duża część mocy przyłączeniowych jest blokowanych przez deweloperów, który nie realizują swoich inwestycji lub robią to tylko częściowo.
Lokalna energia bez polotu
Słabość sieci dystrybucyjnych to także jeden z powodów tego, że w Polsce nie rozwijają się lokalne inicjatywy energetyczne. Przyznał to sam rząd w Krajowym Planie Odbudowy, który rok temu rząd złożył do akceptacji KE, a co wciąż nie nastąpiło z powodu sporu w temacie praworządności i reformy sądownictwa.
W KPO rząd przewidział 97 mln euro wsparcia na projekty instalacji OZE realizowane przez społeczności energetyczne. Jak wskazano, obecnie takie inicjatywy nie rozwijają się m.in. przez „problemy natury technicznej, w tym ograniczoną zdolność przyłączeniową istniejących sieci dystrybucyjnych”.
Stąd w ramach tego działania, przewidzianego w KPO, rząd chciałby finansować m.in. „inwentaryzacje lokalnych zasobów energetycznych (infrastruktury), a także potencjału w tym zakresie (np. zdolności do udostępniania przyłączy energetycznych)”.
Zobacz też: Nowe przepisy dla klastrów – jak wpłyną na rozwój OZE?
Potrzebny nowy model sieci
Rafał Gawin, prezes URE, podczas niedawnego Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach powiedział, że potrzebna jest zmiana całego modelu sieci dystrybucyjnej, gdyż nie była ona budowana do tego, aby odbierać energię od prosumentów. Sieci te miały dostarczać do odbiorców końcowych energię, wyprowadzoną wcześniej liniami przesyłowymi najwyższych napięć z elektrowni systemowych.
– Jesteśmy w momencie, w którym od nowa budujemy system elektroenergetyczny na poziomie sieci dystrybucyjnych. Zwłaszcza, że wymagają one modernizacji nie tylko ze względu na transformację energetyczną, ale również z powodu wieku – ocenił prezes Gawin.
Według danych PTPiREE za 2020 r., „wiek infrastruktury dystrybucyjnej można generalnie ocenić jako zaawansowany”. Większość z elementów sieci przekroczyło wiek 25 lat, a znaczna część ma ponad 40 lat. Potrzebne są więc nie tylko duże inwestycje, ale też dobry plan ich realizacji.
Taki ma zostać opracowany przez zespół „Karty Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki”, który prezes URE powołał w październiku 2021 r. Wedle zapowiedzi, jego prace mogą się zakończyć już w połowie 2022 r.
Prezes Gawin w kontekście prac zespołu mówił, że należy rozważyć, czy wsparcia kierowanego dotychczas na budowę OZE nie należy przesunąć na rozbudowę sieci. Transformacja wymaga bowiem jej rozbudowy, a OZE przy rosnących cenach energii mogą sobie same poradzić. Sektor dystrybucji wstępnie szacował, że do 2030 r. będzie musiał zainwestować niemal 100 mld zł.
Liczniki do wymiany
Wśród kluczowych zadań, które mają przed sobą dystrybutorzy, jest jeszcze m.in. wdrożenie liczników zdalnego odczytu (LZO) u wszystkich odbiorców energii elektrycznej w Polsce. Temat tzw. inteligentnych liczników to również jedna z kwestii, która ogniskuje zainteresowanie związanie z sektorem dystrybucji energii elektrycznej.
Cele dotyczące montażu tzw. inteligentnych liczników określono w nowelizacji Prawa energetycznego, która weszła w życie w połowie 2021 r. Przewiduje ona, że poszczególni dystrybutorzy energii osiągną do końca 2023 r. poziom zdalnego opomiarowania w co najmniej 15 proc. punktów poboru energii u odbiorców końcowych w gospodarstwach domowych. Na koniec 2025 r. ma to być 35 proc. odbiorców, w 2027 r. – 65 proc., a w 2028 r. 80 proc. Natomiast do 4 lipca 2031 r. już 100 proc. odbiorców końcowych w całej Polsce powinno być wyposażonych w LZO.
Zobacz więcej: Inteligentne liczniki. Lider wyprzedza peleton o kilka długości
LZO mają pozwolić m.in. na lepsze zarządzanie zużyciem energii, ułatwienie zmiany sprzedawcy czy możliwość korzystania z przedpłatowej formy rozliczeń.
Na etapie przygotowania przepisów korzyści finansowe związane z instalacją inteligentnych liczników w horyzoncie czasowym 15 lat dla ok. 13 mln odbiorców końcowych, przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV, oszacowano na 11,3 mld zł. Natomiast koszty związane z wdrożeniem systemu inteligentnego opomiarowania oszacowano na ok. 7 mld zł.
Jako element większego planu ma to odmienić rynek energii i pozwolić na lepsze zarządzanie systemem elektroenergetycznym. Dane płynące z liczników, które będą agregowane w Centralnym Systemie Informacji Rynku Energii (CSIRE), prowadzonym przez Operatora Informacji Rynku Energii (OIRE). Tę rolę będą pełniły Polskie Sieci Elektroenergetyczne, czyli spółka będąca operatorem sieci najwyższych napięć. System zacznie działać od lipca 2024 r.
Sieci muszą iść pod ziemię
Im bardziej wiekowa jest infrastruktura energetyczna, tym bardziej jest narażona na awarie. Dodatkowo zmiany klimatyczne skutkują coraz gwałtowniejszymi zjawiskami atmosferycznymi – zimą są to wichury, a latem katastrofalne burze. Przykładowo w lutym 2022 r. na skutek orkanu Eunice w szczytowym momencie bez prądu było ok. 1,4 mln odbiorców.
Dlatego dla osiągnięcia większej niezawodności pracy sieci konieczne jest sukcesywne kablowanie sieci, czyli przebudowa linii napowietrznych na podziemne. Dotyczy to zwłaszcza sieci średniego napięcia, których duża cześć znajduje się na terenach leśnych. Słabo tempo tego procesu to jeden z głównych problemów sektora dystrybucji energii elektrycznej.
Zobacz więcej: Plan skablowania sieci zaginął w akcji
W 2019 r. PTPiREE oszacowało koszt zwiększenia udziału skablowanych linii średniego napięcia z 27 proc. do 75 proc. na ok. 48 mld zł. Przy planowanych nakładach spółek dystrybucyjnych osiągnięcie tego celu przewidywano dopiero w 2070 r.
Te wyliczenia tworzono jednak przed pandemią COVID-19, której gospodarcze skutki dały ogromny impuls inflacyjny w budownictwie. Nie mówiąc o dalszych problemach, które przyniosła rosyjska agresja na Ukrainę.
Unia potrzebuje więcej OZE
Wojna, która trwa od 24 lutego, sprawia, że niemal wszystkie państwa Unii Europejskiej chcą jak najszybciej odciąć się od importu rosyjskich paliw kopalnych – zwłaszcza gazu. To z kolei wpływa na politykę kreowaną przez Komisję Europejską.
Na początku marca ogłosiła ona plan REPowerEU, który określa szereg działań, które mogą pozwolić na stopniowe uniezależnienie się do Rosji. Jeden z nich, dotyczący efektywności energetycznej, opisywaliśmy niedawno w artykule pt. „Renowacja budynków rozrusza gospodarkę i obniży rachunki”. Jednak kluczowy jest także dalszy rozwój OZE i „elektryfikacja Europy”.
W ubiegłorocznym pakiecie „Fit for 55” („Gotowi na 55”) przewidziano podwojenie zdolności UE w zakresie energii fotowoltaicznej i wiatrowej do 2025 r. i jej potrojenie do 2030 r., co pozwoli zaoszczędzić 170 mld m sześc. gazu rocznie do 2030 r. Z wyliczeń KE zawartych w planie REPowerEU wynika, że przyspieszając instalację dachowych systemów fotowoltaicznych nawet o 15 TWh w tym roku, UE mogłaby zaoszczędzić dodatkowe 2,5 mld m sześc. gazu.
Komisja zapowiedziała, że w czerwcu zaprezentuje inicjatywę, która pomoże uwolnić potencjał energii słonecznej jako głównego odnawialnego źródła energii w UE. Ma ona dotyczyć przyspieszenia instalacji paneli fotowoltaicznych na dachach.
– Komisja będzie wspierać dalszy rozwój łańcucha wartości energii słonecznej, energii wiatrowej oraz pomp ciepła, a także zwiększenie konkurencyjności UE i rozwiązanie problemu strategicznych zależności – zapowiedziała KE.
– W razie potrzeby, aby pozyskać wystarczające inwestycje prywatne, przewiduje się w ramach środków kierowanie finansowania UE na technologie nowej generacji oraz mobilizację wsparcia z InvestEU lub ze strony państw członkowskich. Szczególną uwagę należy zwrócić na przyspieszenie inwestycji w przekwalifikowanie i podnoszenie kwalifikacji siły roboczej, niezbędnych do wspierania transformacji – dodała.
Proceduralny hamulec
Plan REPowerEU mógłby też przyspieszyć dekarbonizację przemysłu poprzez rozwiązania oparte na wodorze oraz konkurencyjnej pod względem kosztów energii z OZE. Warunkiem jest jednak uproszczenie i skrócenie procedur wydawania pozwoleń na budowę farm wiatrowych i fotowoltaicznych, co jest problemem nie tylko w Polsce, ale też w wielu innych innych państwach UE.
– Komisja wzywa państwa członkowskie do zadbania o to, aby planowanie, budowę i eksploatację zakładów wytwarzających energię ze źródeł odnawialnych, ich przyłączenie do sieci oraz samą sieć uznawano za leżące w nadrzędnym interesie publicznym i w interesie bezpieczeństwa publicznego oraz aby kwalifikowały się one do stosowania najkorzystniejszych dostępnych procedur planowania i wydawania pozwoleń – apelowała w marcu KE.
– W maju Komisja opublikuje zalecenie w sprawie szybkiego udzielania zezwoleń na projekty dotyczące energii odnawialnej i będzie pracować nad wspieraniem korzystania ze wszystkich mechanizmów elastyczności już przyznanych w prawodawstwie UE oraz usuwaniem pozostałych przeszkód, niezależnie od ich pochodzenia – zapowiedziała.
Warto też zwrócić uwagę, że w przyjętych pod koniec marca przez rząd założeniach do aktualizacji Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. wskazano, iż „priorytetem pozostaną działania wzmacniające rozwój sieci elektroenergetycznych”. Zatem ten priorytet obecnie wymaga jeszcze większej uwagi, jeśli ambitne plany dotyczące rozwoju energetyki prosumenckiej czy elektryfikacji przemysłu mają mieć szansę zaistnieć w polskich realiach.
Na to wszystko czekają nie tylko prosumenci, firmy inwestujące w farmy wiatrowe i fotowoltaiczne czy gospodarka, która potrzebuje taniej energii elektrycznej. Sieci elektroenergetyczne to także ważny segment polskiego budownictwa energetycznego, w którym działa wiele wyspecjalizowanych wykonawców. Podobnie jest w przypadku dostawców – od słupów i przewodów po inteligentne liczniki.
Zobacz także: Inwestycje w sieci mogą zderzyć się z budowlaną rzeczywistością
Fundusze czekają
Operatorzy sieci środki na inwestycje czerpią przede wszystkim z ustalanych przez URE taryf dystrybucyjnych, które każdy odbiorca płaci w rachunkach za energię.
Jednak dużym wsparciem są dla nich również środki unijne, co można łatwo sprawdzić wchodząc na strony poszczególnych spółek. Na każdej z nich w oczy rzuca się flaga Unii Europejskiej, która stanowi odnośnik do listy finansowanych projektów – z programów operacyjnych Infrastruktura i Środowisko czy Regionalnych Programów Operacyjnych poszczególnych województw.
Dystrybutorzy dotychczas korzystali również ze wsparcia takich programów rozwojowych i badawczych jak Wiedza, Edukacja, Rozwój oraz Kapitał Ludzki, a także Inteligentny Rozwój i Horyzont 2020.
Aktualnie mogą natomiast sięgnąć po duże wsparcie z Funduszu Modernizacyjnego, który jest nowym instrumentem, finansowanym wpływami ze sprzedaży 2 proc. ogólnej puli uprawnień do emisji CO2. Polska może liczyć z tego źródła na ok. 10 mld euro (przy cenie 75 euro za uprawnienie do emisji CO2).
Obecnie dwa programy z tego funduszu są dedykowane operatorom systemu dystrybucyjnego. Pierwszy to „Elektroenergetyka inteligentna infrastruktura energetyczna”, w ramach którego jest planowane wsparcie wymiany 3,8 mln liczników na inteligentne. Program dysponuje w latach 2021-2025 budżetem o wartości równo 1 mld zł w formie bezzwrotnych form dofinansowania.
Takim samym budżetem i formami dofinansowania dysponuje program „Rozwój infrastruktury elektroenergetycznej na potrzeby rozwoju stacji ładowania pojazdów elektrycznych”, który przewidziano na lata 2021-2026. Zgodnie z założeniami ma on wesprzeć realizację 4000 km linii elektroenergetycznych nowych/zmodernizowanych oraz 800 stacji transformatorowo-rozdzielczych nowych/rozbudowanych/zmodernizowanych.
Polskie podmioty mogą starać się także o wsparcie na poziomie unijnym o dotacje na innowacje i badania z programu Horyzont Europa o budżecie ponad 95 mld euro. Natomiast nowoczesne technologie, przyczyniające się do redukcji emisji CO2, mogą liczyć na dofinansowanie z Funduszu Innowacyjnego. Jego budżet pochodzi ze sprzedaży 450 mln uprawnień do emisji CO2, co daje ponad 33 mld euro, a zgodnie z propozycjami Komisji Europejskiej w „Fit for 55” ma być on rozszerzony.
Ministerstwo Klimatu i Środowiska planuje też powołać Fundusz Transformacji Energetyki, który ma zasilić 40 proc. wpływów z aukcji uprawnień do emisji CO2. Do 2031 r. ma to być maksymalnie ok. 112,4 mld zł, ale będzie to pomoc publiczna, wymagająca akceptacji Komisji Europejskiej. Wśród inwestycji, które są przewidywane do wsparcia z tego funduszu, znajdują się również sieci dystrybucyjne.
Zobacz więcej: Fundusz Transformacji Energetyki – drugie podejście
FEnIKS wesprze sieci
W przyszłości rząd planuje wesprzeć ten sektor także dzięki środkom unijnym w ramach Funduszy Europejskich na Infrastrukturę, Klimat, Środowisko 2021-2027 (FEnIKS), czyli programu będącego następcą PO Infrastruktura i Środowisko. FEnIKS dla Polski ma mieć budżet warty 25 mld euro.
Rząd przyjmując na początku 2022 r. projekt programu stwierdził, że „coraz większy udział OZE w strukturze produkcji energii elektrycznej wpływa na konieczność wzmocnienia infrastruktury elektroenergetycznej”.
– Z uwagi na niedostateczny poziom rozwoju sieci elektroenergetycznej przewiduje się, że wsparcie zostanie skierowane na projekty dotyczące budowy oraz przebudowy sieci umożliwiających przyłączanie jednostek wytwarzania energii z OZE do sieci. Wsparcie przyłączania OZE do sieci uwzględniać będzie również przebudowę sieci w zakresie niezbędnym dla właściwego funkcjonowania przyłącza, tak aby możliwe było przyłączenie zgłoszonych operatorowi mocy OZE – wskazano w projekcie.
Pozostaje więc czekać na efekty. Oby jak najszybsze.
—
Tekst powstał w ramach akcji „Klimat dla czystej energii” organizowanej przez WysokieNapiecie.pl wspólnie z Komisją Europejską. Więcej tekstów znajdziesz TUTAJ
