W latach 2015-2021 r. polscy operatorzy sieci elektroenergetycznej wydali ponad 6 tys. odmów przyłączenia do sieci nowych elektrowni, wynika z raportu Fundacji ClientEarth “Sieci – Wąskie gardło polskiej transformacji energetycznej”. Były to niemal wyłącznie instalacje OZE. Ich łączna moc wyniosła ok. 30 GW, a więc tyle, co moc zainstalowana wszystkich krajowych bloków węglowych. Bez reformy i modernizacji sieci nie uda się ani transformacja energetyczna, ani zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego. Co z tym zrobić?
Polski system elektroenergetyczny był budowany pod duże źródła wytwórcze, oparte o węgiel lub gaz, przyłączane głównie do sieci przesyłowej. Rola sieci dystrybucyjnej ograniczała się do rozprowadzania energii do odbiorców końcowych.
W ostatnich latach rola operatorów systemu dystrybucyjnego (OSD) zaczęła się zmieniać. Wzrosły inwestycje w rozproszone OZE, przyłączane do sieci średnich i niższych napięć, które nie były gotowe na taki boom inwestycyjny.
Aby sytuacja się poprawiła, należy jednocześnie wprowadzić rozwiązania prawne zwiększające efektywne wykorzystywanie dostępnych przepustowości sieci oraz zaplanować długoterminowe inwestycje w ich rozwój oraz modernizację.
Przetargi na dostęp do sieci
W wielu miejscach w Polsce sieć nie jest w stanie przyjąć więcej energii, podczas gdy liczba inwestorów zainteresowanych realizacją projektów OZE rośnie. Aby zapewnić najefektywniejsze wykorzystanie sieci, w przypadku pojawienia się wolnych mocy (np. wskutek wyłączenia jednostki konwencjonalnej), na wzór Hiszpanii, należy rozważyć wprowadzenie przetargów na dostęp do sieci.
Jak mogłoby to wyglądać w praktyce? Otóż operator mógłby publikować informacje, że w danym punkcie sieci dostępna jest określona moc przyłączeniowa oraz wskazania jakie instalacje, z jak dużą mocą zainstalowaną, mogą wziąć udział w przetargu. Inwestorzy zainteresowani dostępnymi mocami składaliby oferty na zarezerwowanie dostępnych mocy oraz zobowiązywaliby się, do kiedy zaczną wprowadzać energię do sieci.
Ofertę stanowiłaby kwota, jaką inwestor jest w stanie zapłacić za przyłączenie, parametry techniczne instalacji oraz wpływ ekonomiczno-społeczny projektu. Przy ocenie oferty liczyłaby się cena, czas powstania, wpływ środowiskowy i społeczny (np. zapewnienie lokalnych miejsc pracy) oraz wykorzystanie pełnej dostępnej mocy przyłączeniowej danego punktu. Niewypełnienie warunków złożonej oferty obarczone byłoby odpowiednią karą umowną.
Taki system przetargowy byłby korzystny szczególnie tam, gdzie brakuje dostępnych mocy, np. w Polsce północnej, gdzie wydawanych jest najwięcej odmów przyłączenia. Zapewniłby z jednej strony transparentny i konkurencyjny dostęp do sieci oraz efektywniejsze wykorzystywanie sieci, a z drugiej dodatkowe środki dla operatorów sieci na inwestycje modernizacyjne oraz wpływ na wybór technologii wytwarzania energii. Publiczny przetarg zapobiegałby również blokowaniu punktów przyłączenia przez inwestorów, którzy nie zamierzają realizować inwestycji lub chcą realizować znacznie mniejszy projekt, ale blokują pełną dostępną moc w punkcie przyłączenia.
Oczywiście aby system przetargowy mógł funkcjonować, trzeba dopuścić taką możliwość w prawie energetycznym oraz rozporządzeniu systemowym. Prezes URE powinien również zostać wyposażony w kompetencje do kontrolowania przebiegu i wyników przetargów.
Efektywne wykorzystywanie dostępnych mocy
Biorąc pod uwagę duże problemy z zapewnieniem elastyczności systemu, zasadne jest nadanie pierwszeństwa w przyłączaniu projektów, które w pełni wykorzystają dostępny potencjał sieci. Takimi projektami są hybrydowe instalacje OZE, a więc projekty łączące np. farmy wiatrowe ze słonecznymi lub z magazynami energii. Konieczne są też zmiany legislacyjne wprowadzające do polskiego prawa energetycznego cable pooling, a więc współdzielenie infrastruktury energetycznej przez różne źródła OZE. Cable pooling optymalizuje wykorzystywanie dostępnych punktów, dzięki przyłączeniu do tego samego punktu sieci różnych instalacji OZE leżących blisko siebie. Różny profil pracy tych instalacji pozwala na optymalne wykorzystanie dostępnych mocy ograniczenie kosztów po stronie inwestorów oraz potrzeb inwestycyjnych operatorów.
Sieć dystrybucyjną powinno też odciążać prawne umożliwienie budowy linii bezpośredniej, łączącej elektrownie z odbiorcą. Dzięki temu rozwój OZE mógłby przyspieszyć, odbiorcom przemysłowym spadłyby rachunki za prąd, co w dłużej perspektywie zwiększyłoby konkurencyjność polskiego przemysłu. Tym bardziej, że odbiorcy przemysłowi decydujący się na wykorzystanie linii bezpośredniej powinni również zostać zwolnieni z opłat dystrybucyjnych, opłaty mocowej, OZE oraz kogeneracyjnej.
Aktualnie przepisy dotyczące linii bezpośredniej (wymagane zresztą przez przepisy unijnej dyrektywy 2019/944 w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej) zniknęły z dużego projektu nowelizacji ustawy Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii (numer z wykazu UC 74), procedowanego przez MKiŚ od połowy 2021 r. Rezygnacja z uregulowania linii bezpośredniej stoi w oczywistej sprzeczności z oczekiwaniami zarówno przemysłu, jak i wytwórców, jest również kolejną barierą dla rozwoju OZE w Polsce. Przy aktualnych cenach energii odbiorcom powinny zostać zapewnione instrumenty prawne, które pomogą im obniżyć koszty.
Poprawa funkcjonowanie OSD
Barierą dla inwestycji OZE są niepełne i często nieaktualne informacje o miejscach w Polsce, gdzie moce przyłączeniowe są jeszcze dostępne. Dlatego zmiany wymaga częstotliwość udostępniania przez OSD informacji o takich mocach. Obecnie operatorzy publikują takie dane raz na kwartał. Warto publikować je co najmniej raz w miesiącu oraz dokładniej opisywać, w którym konkretnie obszarze są dostępne.
Najwięksi OSD należą do dużych energetycznych grup kapitałowych zintegrowanych pionowo. Oznacza to, że w jednej grupie kapitałowej znajduje się zarówno spółka inwestująca w OZE, jak i dystrybutor. Wydzielenie operatorów z istniejących grup kapitałowych (tj. pełen unbundling) poprawiłoby realizację polityki dystrybucyjnej i przyłączeniowej, dzięki uniezależnieniu jej od interesów grup energetycznych oraz zagwarantowało przejrzysty przepływ środków finansowych.
Skąd wziąć na to pieniądze?
W perspektywie długoterminowej nie obejdzie się bez inwestycji w rozwój oraz modernizację sieci. Prezes URE szacuje, że do 2030 r. Polska będzie musiała przeznaczyć na modernizację sieci elektroenergetycznych około 100 mld zł. Pojawia się więc oczywiste pytanie, skąd wziąć na to pieniądze oraz czy finansowanie inwestycji nie odbije się na rachunkach za prąd.
Pierwszym źródłem finansowania powinien być Fundusz Transformacji Energetyki (FTE), który ma być zasilany środkami z EU ETS. Uruchomienie FTE znacznie się opóźnia, a MKiŚ wciąż pracuje nad jego kształtem. Docelowo Fundusz ma zostać uruchomiony w 2023 r., jednak biorąc pod uwagę postępy prac, data ta jest niepewna. Środki z FTE powinny być przede wszystkim przeznaczone na rozwój sieci elektroenergetycznych. Warto podkreślić, że przy obecnych cenach uprawnień do emisji CO2, do FTE trafiłoby nawet 100 mld zł.
Kolejne fundusze są zarezerwowane w Funduszu Modernizacyjnym, z którego dla Polski przeznaczone jest 244,2 mln euro. Środki te mają być przeznaczone na finansowanie np. inteligentnej infrastruktury energetycznej oraz tzw. inteligentnych liczników. Z KPO, oczywiście pod warunkiem otrzymania tych środków przez Polskę, zaplanowano sfinansowanie budowy 320 km sieci przesyłowej. Pominięto tu jednak finansowanie sieci dystrybucyjnej. Za to środki na duże inwestycje infrastrukturalne, w tym sieci energetyczne, zostały przewidziane w programie LIFE oraz Instrumencie Łącząc Europę.
Środki, które mogą być dostępne w ramach powyższych funduszy unijnych to wciąż kropla w morzu potrzeb polskich sieci elektroenergetycznych. Operatorzy będą musieli przeprowadzać inwestycje również z własnych środków finansowych, co znajdzie odzwierciedlenie na rachunkach za prąd odbiorców końcowych.
Kierunek elastyczność
Elastyczność systemu to jedno z najważniejszych rozwiązań dla polskiej energetyki i klucz do odblokowania dostępnych mocy w systemie. Aby ją poprawić, potrzebne są inwestycje w cyfryzację sytemu energetycznego (smart metering), tak by operatorzy sieci mogli skuteczniej reagować zmiany popytu i podaży.
Podsumowując, poprawa funkcjonowania sieci jest możliwa już w perspektywie krótkoterminowej -dzięki wprowadzeniu regulacji pozwalających na efektywniejsze wykorzystywanie sieci oraz poprawiające transparentność procesu przyłączenia.
W perspektywie długoterminowej nie obejdzie się bez potężnych inwestycji w rozwój i modernizację. Inwestycje w sieci powinny brać pod uwagę rosnącą rolę sieci dystrybucyjnej i jej operatorów. Sprawna sieć elektroenergetyczna jest niezbędna, by dokonać transformacji energetycznej oraz zapewnić płynne dostawy energii do odbiorców końcowych. Wiele rozwiązań prawnych dla sieci można wprowadzić już teraz, dodając je w toku prac nad projektem Prawa energetycznego i ustawy o OZE (UC 74).
Wojciech Modzelewski jest prawnikiem z fundacji ClientEarth Prawnicy dla Ziemi, autorem raportu “Sieci – Wąskie gardło polskiej transformacji energetycznej”
