Jest sposób na zapchane sieci. Pojawia się furtka dla fotowoltaiki

— Obecnie skala odmów sięga już nawet 60-80 proc. wszystkich składanych wniosków — poinformowała Łukaszewska-Trzeciakowska.

Co ciekawe, koncerny energetyczne podają zupełnie inne dane. Na przykład Polska Grupa Energetyczna przekonuje, że w 2022 r. przyłączyła do sieci ponad 131 tys. instalacji OZE, a udział odmów wyniósł w tym czasie... ok. 1 proc.

Enea zaś podaje, że w ubiegłym roku odmówiła wydania warunków przyłączenia dla źródeł OZE dla ok. tysiąca przypadków. Natomiast do końca października wydała już 1572 odmowy, ale żadna z nich nie dotyczyła mikroinstalacji, a więc paneli słonecznych montowanych na dachach domów.

Problem dotyczy więc przede wszystkim dużych elektrowni i to słonecznych, bo budowa farm wiatrowych na lądzie na podstawie obecnych, bardzo restrykcyjnych przepisów, jest i tak mocno ograniczona. W Tauronie odrzuconych zostaje około 30 proc. wniosków dotyczących dużych instalacji OZE.

Energa w ogóle nie odpowiedziała na nasze pytanie w tej sprawie.

Franciszek Buchta, prezes firmy Copernic Connect, która zajmuje się analizą obciążenia sieci, ma swoje własne obliczenia. — Z moich obserwacji wynika, że obecnie około 95 proc. wniosków o przyłączenie dużych instalacji OZE kończy się odmową. Dziś wszyscy mają na ustach transformację energetyczną, ale rzeczywistość jest inna. Czekamy na liberalizację zasady 10H, czyli na zmianę uwalniającą ograniczenia w ustawie wiatrakowej, co zostało zapowiedziane przez nasz rząd. Jednocześnie wyzwaniem dla całej branży jest niedoinwestowanie i niewystarczająca przepustowość krajowych sieci elektroenergetycznych, co utrudnia przyłączanie farm fotowoltaicznych. A chętnych do inwestowania w OZE przy obecnych wysokich cenach energii elektrycznej naprawdę nie brakuje — przekonuje Buchta.

Stare linie i projekty widmo

Niewydolne sieci to tylko jedna z przyczyn ograniczenia możliwości instalacji farm fotowoltaicznych w Polsce. Każda decyzja w sprawie przyłączenia kolejnej instalacji poprzedzona jest wykonaniem szczegółowej analizy technicznej i ekonomicznej możliwości przyłączenia danego źródła energii do sieci.

— Analiza techniczna określa m.in. wpływ planowanego do podłączenia źródła na funkcjonowanie sieci elektroenergetycznej oraz na parametry jakościowe energii elektrycznej. Chodzi o to, aby nie dopuścić do przeciążenia infrastruktury, które skutkowałoby jej awarią lub uszkodzeniem, co mogłoby wpłynąć na bezpieczeństwo odbiorców energii oraz pozbawić ich zasilania — tłumaczy Ewa Groń, rzeczniczka Tauronu Dystrybucji.

Dodaje, że wpływ na sytuację ma też postawa podmiotów wnioskujących o przyłączenie do sieci. — Duża część mocy przyłączeniowych jest blokowana przez wnioski, które nie są realizowane lub są realizowane częściowo. Wydane warunki przyłączenia są ważne przez dwa lata od ich dostarczenia do wnioskodawcy i w tym czasie klient podejmuje decyzje o sposobie realizacji inwestycji. Obserwujemy, że tylko do ok. 50 proc. wydanych warunków przyłączenia, klienci zawierają następnie umowy o przyłączenie, a więc inwestycje są rzeczywiście realizowane. Oznacza to, że część podmiotów wnioskuje o przyłączanie i składa wnioski w kilku lokalizacjach, sprawdzając jedynie możliwości przyłączenia bez zamiaru budowy takich źródeł we wszystkich tych miejscach — informuje Groń.

Dalsza część artykułu znajduje się poniżej materiału wideo:

Z kolei przedsiębiorcy zwracają uwagę na wadliwy system analizowania dostępu do infrastruktury. — Gdy inwestor składa wniosek o przyłączenie do sieci, operator jest odpowiedzialny za wykonanie ekspertyzy wpływu tego przyłączenia na system elektroenergetyczny. Często okazuje się, że jeszcze bez tej instalacji wiele elementów sieci jest już przeciążonych o kilkadziesiąt do nawet 200 proc. Jak to możliwe? Przyczyn jest wiele, np. w modelu sieci do analizy uwzględnione zostają wnioski o warunki przyłączenia, które wpłynęły wcześniej na tym obszarze, ale nie zostały jeszcze rozstrzygnięte. Taki inwestor dostaje odmowę, a później okazuje się, że te wcześniejsze wnioski zostały odrzucone albo inwestycje pozostają tylko na papierze. Często technicznie miejsce w sieci jest, tylko system tego nie widzi — tłumaczy Buchta.

Mateusz Gościniak, rzecznik Enei Operator, zauważa, że moc instalacji OZE w naszym kraju, która została przyłączona w 2021 r., była przewidziana pierwotnie do 2040 r. — Sieci nie były przygotowane na taką lawinę inwestycji — kwituje Gościniak.

Sposób na odblokowanie sieci

Remedium na te problemy znalazł Copernic Connect. — Proponujemy model, który ma już swoje umocowanie w ust. 9 art. 7 ustawy Prawo energetyczne. W sytuacji, gdy inwestor otrzymuje odmowę przyłączenia do sieci z powodu braku warunków ekonomicznych, może ubiegać się o podpisanie umowy komercyjnej z operatorem, na mocy której sfinansuje modernizację sieci. Już dziś są takie przypadki, ale to jeszcze niestety rzadkość. Aby przełamać ten impas, potrzebny jest dialog i połączenie wiedzy oraz kompetencji wszystkich uczestników rynku energii elektrycznej — operatorów sieci, administracji i branżowych instytucji — tłumaczy szef firmy Franciszek Buchta.

Przekonuje, że zainteresowanie takimi inwestycjami ze strony prywatnego biznesu jest ogromne. — Duzi gracze są chętni, by wyłożyć własne pieniądze na rozwój linii elektroenergetycznych. Dla mniejszych firm to może nie być opłacalne, ale wtedy możemy zebrać grupę chętnych w danym rejonie i podzielić się kosztami — proponuje Buchta. Szacuje, że koszt modernizacji sieci o napięciu 110 kV sięga od miliona do kilkudziesięciu milionów złotych. Najczęściej chodzi o dostosowanie linii do wyższej temperatury pracy. Czasami wystarczy np. podwyższyć kilka słupów linii elektroenergetycznej. W takich przypadkach wydatek nie jest astronomiczny, a umożliwia postawienie w danym rejonie kolejnych instalacji ze źródeł odnawialnych.

— Sieć wymaga szybkiego doinwestowania, aby umożliwić rozwój OZE, niezbędny dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju w obecnej sytuacji geopolitycznej, a także, aby przeciwdziałać rosnącym cenom prądu i chronić klimat — apeluje prezes Copernic Connect.

Operatorzy sieci zapewniają, że planują duże wydatki na modernizację infrastruktury. PGE Dystrybucja w tym roku przeznaczyła na inwestycje ponad 2,9 mld zł. Enea Operator co roku wydaje na ten cel około 1 mld zł, a za pięć lat nakłady mają wzrosnąć do 1,4 mld zł. Z kolei Tauron Dystrybucja inwestuje w sieci 2 mld zł rocznie.

Potrzeby są jednak znacznie większe. W ubiegłym roku pięciu największych operatorów sieci dystrybucyjnych podpisało umowy na przyłączenie ponad 4 tys. nowych źródeł energii o mocy ponad 9,5 GW (wzrost w stosunku do 2020 r. odpowiednio o prawie 250 proc. i 400 proc.). Na koniec pierwszego półrocza 2022 r. łączna moc źródeł, wynikająca z wydanych przez operatorów warunków przyłączenia oraz podpisanych umów o przyłączenie do sieci, wynosiła już ponad 20,5 GW.

Autor: Barbara Oksińska, dziennikarka Business Insider Polska

W tekście umieszczono link reklamowy naszego partnera: