Rozwój OZE wymaga inwestycji w sieci dystrybucyjne

Inwestorzy planujący przyłączenie do sieci dużych elektrowni fotowoltaicznych coraz częściej spotykają się z odmowami operatorów. Prezes Tauron Dystrybucja tłumaczy, że jego firma dotychczas wydała tyle pozwoleń, ile sieć była w stanie przyjąć, uwzględniając plany rozwoju w najbliższym czasie. Natomiast jeśli chodzi o mniejsze instalacje, prosumenckie, odmowy nie są możliwe, takie instalacje są przyłączane z urzędu.

- Bez ingerencji w sieć, w modernizację, dużo więcej nie będziemy w stanie zrobić. Podpisaliśmy bardzo dużo umów o przyłączenie, to ogromna liczba projektów, które będą realizowane w najbliższych pięciu latach. Teraz już niestety zmuszeni jesteśmy odmawiać. Firm, które czekają na realizację przyłączeń, jest bardzo dużo. Z tych zawartych umów musimy się wywiązać w pierwszej kolejności - dodaje.

Prezes informuje, że w 2019 roku Tauron Dystrybucja wydał 227 warunków przyłączenia OZE, w 2020 roku 471, a w 2021 roku 572. W przeliczeniu na moc było to w kolejnych latach, odpowiednio, 600 MW, 1,5 GW i 1,7 GW.

- Niektórzy nie rozumieją problemów, z jakimi się borykamy i mają pretensje, że odmawiamy przyłączeń. Tymczasem my stoimy przed wieloma wyzwaniami. Podmioty gospodarcze dynamicznie inwestują w budowę dużych farm fotowoltaicznych. Gdy poluzowana zostanie zasada 10H wrócą dodatkowo do budowy lądowych farm wiatrowych. Wniosków już teraz jest dużo, w większości dotyczą one farm fotowoltaicznych od kilku do kilkuset megawatów. Zdarza się, że instalacje są stawiane w miejscach, w których nie ma ani odbiorców, ani zapotrzebowania. My musimy modernizować lub budować nowe sieci, a na to po prostu trzeba pieniędzy - mówi.

Dodaje, że plan rozwoju sieci do 2025 roku powoli się wyczerpuje. - Odmawiamy, tych odmów faktycznie jest z każdym miesiącem coraz więcej. Czekamy na nowe rozdanie dotyczące planów rozwoju i zmian w taryfie, nowego podejścia do finansowania - tłumaczy.

BIZNES INTERIA na Facebooku i jesteś na bieżąco z najnowszymi wydarzeniami

W tym roku pojawić się ma aktualizacja planu rozwoju, z perspektywą do 2028 rok. Co kilka lat założenia są bowiem aktualizowane. Równolegle prowadzone są rozmowy z prezesem URE o zmianach formuły zwrotu z kapitału i finansowaniu inwestycji poprzez taryfę. - Formuła obecnej metodologii się wyczerpuje. Chcemy przeznaczyć na inwestycje coraz więcej pieniędzy, tymczasem metoda, która jest przyjmowana do obliczenia zwrotu z kapitału, powoduje, że pieniędzy jest mniej - mówi. - Liczymy na przełom i to nie tylko dla samych operatorów systemu dystrybucyjnego, ale też dla potencjalnych nowych użytkowników systemu. Bo przy wykorzystaniu dotychczasowych narzędzi nie jesteśmy w stanie pokryć potrzeb rynkowych - dodaje.

Dystrybutorzy energii pracują wraz z URE od ubiegłego roku nad tzw. kartą efektywnej transformacji sektora dystrybucji. Zasina wyjaśnia, że prace mają się zakończyć w czerwcu. Prezes oczekuje, że wypracowane rozwiązania ułatwią realizowanie ambitnych planów rozwojowych. - Jeżeli zmieni się podejście dotyczące finansowania, pieniądze zostaną przeznaczone na przyłączanie źródeł odnawialnych. Taki jest kierunek - zapewniał.

Wyzwaniem są też instalacje prosumenckie. Przy projektowaniu sieci nie zakładano, że na średnim i niskim napięciu energia popłynie w dwóch kierunkach. - Teraz okazało się, że energia wytwarzana na poziomie niskiego napięcia nie jest konsumowana na lokalnym obszarze, tylko przepływa do sieci średniego napięcia. Generalnie nie powinno się tego robić, bo jest to nieefektywne. Im niższe napięcie, tym większe straty energii. Im więcej będziemy przesyłać energii niższymi napięciami ponad rzeczywiste zapotrzebowanie, tym więcej będziemy jej tracić - informuje prezes.

Częstym problemem jest też wyłączanie się instalacji w gospodarstwach domowych. Dzieje się tak, gdy w konkretnym momencie nie ma zapotrzebowania na energię, w wyniku czego napięcie w sieci rośnie. Tymczasem inwertery mają obowiązek przy napięciu przekraczającym 256 V je wyłączyć.

Od kwietnia 2022 r. użytkownik mikroinstalacji wyprodukowane nadwyżki energii będzie sprzedawał po rynkowej miesięcznej cenie energii, a od połowy 2024 r. ma to być rynkowa cena godzinowa. W momencie zapotrzebowania na energię elektryczną, którego nie będzie w stanie pokryć instalacja fotowoltaiczna, będzie trzeba pobrać energię z sieci po cenach dla odbiorcy końcowego.

Wcześniej prosument nadwyżki wyprodukowanej energii wprowadzał do sieci, a odbierał ją wtedy, gdy jego zapotrzebowanie rosło ponad wielkość wytwarzanej energii. Odebrać można było, zależnie od wielkości mikroinstalacji, 80 lub 70 proc. energii bez opłat. Sieć traktowana była jako "wirtualny magazyn energii".

Gdy zmiany zostały ogłoszone, bardzo wielu użytkowników przyspieszyło decyzje dotyczące budowy instalacji fotowoltaicznych, by rozliczać się na starych, uznawanych za korzystniejsze, zasadach. - Od października mamy ogromny skok składanych wniosków o przyłączenie paneli u prosumentów. W październiku wzrost wyniósł 20 proc., w listopadzie ponad 30 proc., w grudniu 50 proc. W styczniu i lutym był jeszcze większy. W styczniu 2021 r. trafiło do nas 4 tys. wniosków, tymczasem w tym roku było ich 12 tysięcy, a w lutym aż 21 tysięcy - powiedział prezes.

Ocenia on, że w kolejnych miesiącach widoczny będzie spadek, bo wielu klientów podjęło decyzję o wcześniejszej inwestycji. Ale z czasem zainteresowanie mikroinstalacjami powinno się odbudowywać. Zasina ocenia, że zmiany rozliczeń nie przekreślą rozwoju branży. Trzeba będzie prowadzić działalność informacyjną i edukacyjną, co odczaruje nową rzeczywistość.

Ceny energii będą skłaniać ludzi do montowania paneli na dachach czy działkach, w połączeniu z magazynami energii, które będą gromadzić niewykorzystaną energię. Prosumentom oferowane są małe magazyny przydomowe na kilka kilowatów, średnio od 3 do 10 kW. Ale są już w Polsce oferowane również znacznie większe magazyny. Ten rynek będzie się rozwijał.

Ewa Wysocka, Monika Borkowska