Nowe utrapienie dla wytwórców i portfela operatora. Redukcje OZE przybierają na sile

„Wyłączenia OZE”, „ograniczanie pracy OZE” - to popularne określenia, które na dobre zawitały w nagłówkach mediów branżowych. To mniej precyzyjne określenia na coś, co Polskie Sieci Elektroenergetyczne nazywają redysponowaniem nierynkowym (redispatchingiem). Ostatnio takich przypadków jest coraz więcej.

Operator sieci sięga po to rozwiązanie jedynie w ostateczności, kiedy nie da się zbilansować systemu elektroenergetycznego sprawdzonymi metodami. Bilans dla operatora jest kluczowy – podaż (generacja) musi zgadzać się z poziomem popytu (poboru) energii elektrycznej. Jeżeli nie byłoby tego bilansu, grozi to pogorszeniem bezpieczeństwa i stabilności sieci. System nie może się rozregulować.

Droga do redukcji

Skąd w ogóle biorą się redukcje? Jeżeli istnieje szansa na to, że system się nie zbilansuje, operator najpierw szuka możliwości obniżenia generacji ze źródeł sterowalnych, czyli bloków gazowych lub węglowych. Kiedy te nie mogą zmniejszyć mocy (nie powinny schodzić poniżej tzw. minimów technicznych), szuka chętnych na odebranie – za opłatą – nadwyżek w systemie. Jeżeli i to nie pomaga, może „ratować się” eksportem awaryjnym, w ramach którego kieruje do sąsiadów nadwyżki (tzw. awaryjna międzyoperatorska wymiana międzysystemowa), za którą czasem musi nawet dopłacić. Nie zawsze znajdują się też chętni. Choćby dlatego, że jeśli w Polsce jest słonecznie czy wietrznie, to u sąsiadów również. I najczęściej – mają ten sam problem z nadmiarem zielonej energii.

Dopiero po serii zdarzeń i prób zapada decyzja: czas ograniczyć produkcję z OZE.

Nadmiar mocy dostarczanej przez odnawialne źródła energii to swoista klęska urodzaju. Prąd produkowany przez OZE jest tańszy, więc im jest go więcej w sieci, tym niższe są ceny na rynku spot – zdarza się nawet, że stają się ujemne (i w teorii oznacza to, że wytwórca płaci odbiorcy za to, że ten pobiera prąd). „Nowej normalności”, czyli ujemnym cenom, poświęciliśmy na łamach E24 oddzieln materiał.

Ponad 500 „zielonych" gigawatów mniej

Może jest więc tak, że skoro przy nadmiarze dostępnej mocy ceny i tak by zapikowały, to redukcja jest właściwym krokiem? Sprawa jest o wiele bardziej skomplikowana, niż wydaje się na pierwszy rzut oka, ponieważ wiele z tych instalacji ma podpisane umowy, zakontraktowane wolumeny. A tu nagle – czasowo przestaje pracować decyzją PSE zarządzających Krajowym Systemem Elektroenergetycznym. Oczywiście, wytwórcy za przymusowe ograniczenie produkcji otrzymują rekompensatę. Jest jednak jedno „ale”: w latach ubiegłych skala redukcji była niewielka.

Według wyliczeń Forum Energii, w całym 2022 roku OZE nie wyprodukowały z powodu ograniczeń ok. 8,4 GWh. W 2023 roku było to już ponad 74 GWh.

Z danych przekazanych Energetyce24 przez PSE wynika, że do 1 sierpnia br. (włącznie) wielkość poleconych redukcji sięga już 548 GWh. Tyle że do końca roku jeszcze trochę zostało, a nie brakowało przypadków, gdy jesienią czy wczesną zimą operator ogłaszał ograniczenia. Te pory roku są bardziej wietrzne, jednocześnie np. w okresie świątecznym spada zapotrzebowanie na energię elektryczną.

Czy 548 GWh w siedem miesięcy to dużo? Jak na polskie warunki – i tak i nie. Tylko małe instalacje OZE w całym 2023 r. dostarczyły 4 TWh – szacował Urząd Regulacji Energetyki. Agencja Rynku Energii wyliczyła, że w 2023 r. w Polsce wyprodukowano 166 420 GWh – w tej skali „stracone” około 550 GWh to o wiele mniej, bo ułamek procenta. Jest to jednak kilkaset „zielonych” gigawatogodzin, które mogłyby wpłynąć na mniejszą emisyjność polskiej energetyki. Z kolei według PSE – dane za rok 2023 – wszystkie OZE w Polsce wytworzyły 38 801 GWh. Względem tej wartości zredukowana przez część tego roku generacja to ok. 1,4 proc.

Drogie redukcje

Te „utracone” gigawatodziny to także ból głowy dla operatora. Musi za nie zapłacić wytwórcom. Kwoty idą w miliony, a znamy tylko ułamek całego obrazu, ponieważ rozliczenia rekompensat wciąż trwają.

„Łączna kwota wypłaconych rekompensat związanych z redukcją FW wykonaną w dniu 5 kwietnia 2021 roku, w dniach 26, 27 i 31 grudnia 2022 roku oraz w dniach 1 i 15 stycznia 2023 roku, to poziom około 23 mln zł, przy czym w odniesieniu do niektórych z tych dni rozliczenia nie zostały jeszcze w całości zakończone, stąd łączna kwota rekompensat może ulec nieznacznemu zwiększeniu. W zakresie pozostałych redysponowań rozliczenia są w toku i nie jest jeszcze możliwe rzetelne określenie poziomu rekompensat” – przekazały PSE redakcji Energetyki24.

Wiemy więc, ile trzeba było zapłacić za redukcję przez kilka dni, ale tylko farm wiatrowych i to w latach ubiegłych. Mniej wiemy o tym, co z fotowoltaiką. Trudno też przewidzieć całkowity koszt dotychczasowych ograniczeń – każdego dnia, o innej godzinie, inna była cena referencyjna dla każdego z wytwórców. Wraz z rosnącą redukcją rośnie także liczba wniosków o rekompensaty. W 2022 roku takich pism do PSE wpłynęło ok. 150, rok później ok. 3550, a w tym roku – już ponad 53 tys.

– Więcej o redispatchingu zaczęto rozmawiać w tym roku, ponieważ w zasadzie od wczesnej wiosny, w niemalże każdy weekend lub dni wolne od pracy obserwujemy przypadki korzystania przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne z nierynkowego redysponowania. Praktyka stosowania redysponowania nierynkowego przez operatora w tym zakresie dopiero się kształtuje, przy czym jest dużo znaków zapytania i wątpliwości co do zgodności tej praktyki z regulacjami – jak choćby stosowanie przy wyliczaniu wysokości rekompensaty cen ustalanych powykonawczo na rynku bilansującym, pomimo, iż przepisy wskazują na konieczność stosowania cen giełdowych, dodatkowo dookreślając, iż wysokość rekompensaty ustala się w wysokości „co najmniej” wynikającej z takich cen giełdowych. Zatem zasadą powinno być jednak wyliczanie rekompensat w oparciu o faktycznie utracony przychód przez danego wytwórcę – komentuje Piotr Tomaszewicz, Associate Director w Praktyce Doradztwa dla Sektora Energetycznego w KPMG Law.

Precyzja potrzebna od zaraz

Ograniczenia pracy OZE na tę skalę sprawiły, że obudziła się część branży. W szczególności przedstawiciele nurtu „install and forget” (zamontuj i zapomnij), którzy oczekiwali, że zbudują instalację fotowoltaiczną i później będą tylko liczyć zyski. Jak pokazała rzeczywistość, mocno się przeliczyli, bo nie jest tak łatwo, jak sobie wyobrażali. Więcej pracy mają też PSE.

– Rozwiązania, które pojawiły się w nowelizacji Prawa energetycznego z 28 lipca 2023 roku, mówią np. o tym, że rekompensaty będą wypłacane na podstawie umów. Tylko nie doprecyzowano jakich umów, w jaki sposób i na jakich podstawach zawieranych. Inny problem: jak uzgodnić w takiej umowie po jakiej cenie należałoby się rozliczać? Według obowiązującego tzw. rozporządzenia rynkowego rekompensata finansowa powinna być ustalana w wysokości co najmniej odpowiadającej cenie Rynku Dnia Następnego. Tylko której - czy ukształtowanej w ramach tzw. pierwszego fixingu, czy według dziennego kursu rozliczeniowego? Brakuje tu usystematyzowania, co działa na niekorzyść obydwu stron, i operatora i wytwórców z OZE, ponieważ widmo ewentualnych sporów sądowych o niemałe pieniądze jest realne – mówi Tomaszewicz.

Pewne zmiany mają zajść niebawem, trwają konsultacje aktualizacji IRiESP (Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej), w której zaproponowano przebudowanie sekcji poświęconej redysponowaniu nierynkowemu. Znalazły się tam m.in. zapisy dotyczące właśnie tego, jak powinny być wyliczane rekompensaty, w tym w odniesieniu do instalacji uczestniczących w systemie aukcyjnym lub jeszcze w systemie zielonych certyfikatów. Ujednoliceniem, a zarazem poprawą przewidywalności kosztów wynikających z rekompensat, zainteresowane są obydwie strony.

– Przy obecnej skali ograniczeń najważniejsze jest ustalenie transparentnego mechanizmu wyliczania rekompensat. Operator powinien zapłacić tyle, ile wytwórca otrzymałby od swojego odbiorcy energii elektrycznej. Ogromna liczba czynników kształtujących cenę wynikającą z wszelakiego rodzaju umów sprzedaży energii elektrycznej nie powinna natomiast przekreślać rekompensowania wytwórcom faktycznie utraconych przychodów – podkreśla ekspert KPMG. – Aktualizacja IRiESP w kierunku ustandaryzowania sposobu obliczania rekompensat dla wszystkich wytwórców z OZE w danej technologii, to przerzucenie problemów operatora w weryfikowaniu wysokości rekompensaty na wytwórcę. Czy uzasadniona – to temat do dyskusji – ocenia.