Spis treści
Sprawozdanie z działalności prezesa Urzędu Regulacji Energetyki za 2022 r. potwierdziło to, o czym od dawna mówią inwestorzy – możliwości przyłączenia nowych elektrowni OZE praktycznie wyczerpały się i odmowy przyłączenia OZE są na porządku dziennym. Oddziały terenowe URE każdego roku monitorują działalności operatorów systemów dystrybucyjnych w zakresie terminowości wydawania warunków przyłączenia do sieci, odmów wydawania tych warunków oraz sposobu realizacji umów o przyłączenie. Jak czytamy w raporcie, w ubiegłym roku OSD zgłosiły ponad 7 tys. odmów wydania warunków przyłączenia na łączną moc 51 059 MW. To więcej niż w całej ostatniej dekadzie.
Odmowy dostają głównie źródła OZE, a konkretnie farmy fotowoltaiczne, ale też farmy wiatrowe, elektrownie wodne, magazyny energii czy jednostki inne niż OZE – informuje raport URE. Jak podaje podaje Agencja Rynku Energii moc źródeł OZE przyłączonych do w sieci wyniosła na koniec marca tego roku prawie 24 GW, z czego 13 GW to instalacje słoneczne.
Sieci wąskim gardłem
URE od lat notuje wzrost liczby odmów, jednak ubiegły rok przyniósł ich prawdziwą lawinę. Dla porównania w 2021 r. było 3 751 wydanych odmownych warunków przyłączenia na prawie 14,5 GW. W roku 2022 nastąpił więc wzrost liczby odmów przyłączenia do sieci o 87 proc., ale jeśli chodzi o moc źródeł to aż o 253 proc.
Prezes URE Rafał Gawin w komentarzu do sprawozdania przyznaje, że sieci stały się „wąskim gardłem” i aby włączać do systemu coraz więcej OZE niezbędne są inwestycje w dystrybucję energii elektrycznej, a do tego odpowiednie legislacja i wsparcie. Prezes URE przypomina, że wraz z przedsiębiorstwami energetycznymi urząd opracował porozumienie sektorowe – Kartę Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki, która ma umożliwić osiągnięcie udziału energii elektrycznej z OZE w krajowym miksie w 2030 roku na poziomie ok. 50 proc. W ubiegłym roku było to – według ARE – 21 proc.
Jak spółki tłumaczą odmowy przyłączenia OZE
Wielokrotnie zdarza się, że spółki udzielają kilku odmów w tej samej lokalizacji. OSD wskazują kilka powodów wydawania odmów przyłączenia.
Tauron wymienia całą listę, poczynając od kwestii finansowych dotyczących inwestycji w sieć dystrybucyjną, przez długotrwałość procedur związanych z dostępnością do gruntów aż po nawał wniosków ze strony inwestorów OZE. Wymienia też występowanie przez podmioty nie zainteresowane bezpośrednio budową źródła wytwórczego o wydanie warunków przyłączenia dla takiego źródła w wielu miejscach sieci dystrybucyjnej i długotrwałe blokowanie możliwości przyłączenia innych podmiotów w tych miejscach.
Z kolei PGE wskazuje, że rozwój OZE ma miejsce na terenach, gdzie występuje niskie zaludnienie i na ogół brak jest przemysłu charakteryzującego się poborem energii elektrycznej w okresie szczytowej produkcji przez źródła PV. Grunty te są relatywnie tanie i z tego powodu są atrakcyjne dla inwestorów. Z kolei brak dużych odbiorów przy niskim poborze energii elektrycznej ogranicza możliwość przyłączania kolejnych wytwórców, ze względu na brak zapotrzebowania na energię elektryczną na danym obszarze – czytamy.
Najwięcej odmów wydała w ubiegłym roku Energa – prawie 2,3 tys., która wskazuje na ograniczenia techniczne. W przypadku dużych źródeł OZE, przyłączanych do sieci 110 kV, występuje problem przeciążenia tych linii, a także coraz częściej sieci 220 kV i 440 kV. Stosunkowo często linie te nie są ujęte w Planie Rozwoju danego OSD do modernizacji (lub OSP), co skutkuje koniecznością odmowy zawarcia umowy o przyłączenie – podała Energa.
Enea także wskazuje na techniczne powody, wśród nich: przeciążenia elementów sieci, brak bilansowania łącznej planowanej mocy wytwórczej z zapotrzebowaniem w danym węźle sieciowym i przekroczenia dopuszczalnego poziomu napięcia w sieci dystrybucyjnej.
Nie tylko finanse są ważne
Branża OZE od dawna apeluje o wprowadzenie kilku rozwiązań, które w tej sytuacji mogą wpłynąć na przyłączenie więcej źródeł. Poza inwestycjami w sieć ważne są regulacje. Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej wydało raport „Więcej OZE w sieci”, w którym wymienia 12 rekomendacji, w tym takie, które można szybko wprowadzić.
Czytaj także: Jak odblokować sieci energetyczne
Raport wskazuje między innymi na regulacje techniczne. Przekroczenie długotrwałej obciążalności linii 0,5 proc. dyskwalifikuje możliwość dodania mocy, natomiast według analiz przeciążenie nawet 5-10 proc. nie skutkuje zagrożeniem bezpieczeństwa systemu. Zwiększenie temperatury pracy linii też jest rozwiązaniem na powiększenie możliwości przesyłowych. Stare linie elektroenergetyczne projektowane były wyjściowo na dopuszczalną temperaturę 40 stopni Celsjusza z dużymi zapasami, które po dokładnych obliczeniach można efektywnie wykorzystać. Można także zastosować rozwiązanie regulacji naprężeń przewodów, które także dysponują sporymi rezerwami – podają autorzy.
Ponadto przypominają, że przeciążenia występują ograniczony czas w roku i można je wyeliminować ograniczając wówczas generację. Energia z OZE powinna także zostać skierowana na rozwój gospodarki wodorowej.
Co więcej, polskie regulacje nie są przejrzyste i pozwalają – jak dowodzą autorzy raportu – na nadmierną uznaniowość operatorów. W polskim systemie prawnym, w instrukcjach ruchu i eksploatacji systemów elektroenergetycznych oraz praktyce operatorów powinny zostać wdrożone transparentne reguły ustalania dostępnych mocy przyłączeniowych oraz przyłączania nowych źródeł, oparte na obecnym stanie wiedzy technicznej oraz na bezpiecznym, ale jednocześnie nowoczesnym podejściu – czytamy.
Branża apeluje między innymi o wprowadzenie możliwości cable pooling czyli współdzielenia infrastruktury pomiędzy różne technologie OZE, w szczególności źródła wiatrowe i fotowoltaiczne oraz o wykorzystanie linii bezpośrednich na dużą skalę.
Nie uciekniemy od inwestycji w sieci
Warto przypomnieć, że na inwestycje w sieci energetyczne w Polsce przeznaczono 3 mld zł z Funduszu Modernizacyjnego, a w planach jest jeszcze ok. 1,5 mld euro z funduszy unijnych w programach FEnIKS i KPO.
Jednocześnie w projekcie aktualizacji Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. wskazano, że niezbędne nakłady na sieci mogą wynieść nawet 500 mld zł. O tym, czy tak potężne wydatki na ten cel w ciągu najbliższych kilkunastu lat są w ogóle możliwe, na portalu WysokieNapiecie.pl napiszemy już we wtorek 16 maja.
Koszty modernizacji sieci, o których mówi Karta Efektywnej Transformacji, wynoszą 130 mld zł do 2030 r. Luka finansowa wynosi ok. 30 mld zł. Prof. Waldemar Skomudek, wiceprezes Tauron Dystrybucja, pytany niedawno przez WysokieNapiecie.pl na konferencji Europower o ile musiałaby wzrosnąć taryfa dystrybucyjna, aby tę lukę zamknąć, wyliczył wzrost na 7,5 proc. rocznie.
Jak łatwo wyliczyć przy pomocy kalkulatora procentu składanego, roczny rachunek za dystrybucję, który dziś przykładowo wynosi 360 zł dla gospodarstwa domowego zużywającego 2 MWh rocznie, wyniósłby w 2030 r. ok. 600 zł. Waldemar Kuśmierz, Dyrektor Departamentu Rozwoju i Modelowania Sieci w PGE Dystrybucja, stwierdził na konferencji TogetAir, że szacunki prof. Skomudka są zbyt skromne i konieczna stawka wzrostu taryfy może być jeszcze wyższa.
Politycznie jest to trudny temat, zwłaszcza, że rosną także ceny samego prądu (usługa dystrybucji jest ustawowo objęta regulowaną taryfą, jako monopol na danym obszarze, ceny samego prądu już nie zawsze).
Problemy z rosnącą mocą OZE w sieci ma wiele państw
Problem z przyłączeniem nowych źródeł do sieci narasta nie tylko w Polsce. W Wielkiej Brytanii inwestorzy muszą czekać na przyłączenie OZE nawet 13 lat, w kolejce czeka około 600 projektów na 176 GW – podał „Financial Times” powołując się na dane National Grid.
W Stanach Zjednoczonych operatorzy systemów przesyłowych wymagają, aby projekty, które chcą przyłączyć się do sieci, przeszły szereg analiz, zanim będą mogły zostać zbudowane. W ramach tego procesu ustala się, jakie inwestycje lub modernizacje mogą być potrzebne przed przyłączeniem elektrowni do sieci oraz przypisuje się koszty tych przedsięwzięć. Listy projektów w tym procesie znane są jako „kolejki podłączeń”. Jak podaje Lawrence Berkeley National Laboratory, na koniec ubiegłego roku w kolejce czekało 1250 GW zeroemisyjnych źródeł i 680 GW magazynów energii.
Coraz głośniej mówi się też w Europie o rysujących się problemach z przyłączeniem morskich farm wiatrowych. Dziewięć krajów położonych wokół Morza Północnego, w tym Wielka Brytania, Dania i Niemcy, zgodziło się ostatnio na rozwój sieci morskiej, wdrażając łącznie 120 GW mocy w morskiej energetyce wiatrowej do 2030 r. Plany na kolejne dekady są znacznie większe.
