Teraz na antenie:
Radio Wnet
Panele fotowoltaiczne, fot. Pixabay/RoyBuri
Fotowoltaika w Polsce rozwija się w błyskawicznym tempie, jednak czy nowy projekt ustawy pogodzi interesy 1,6 mln prosumentów z bezpieczeństwem energetycznym...
Prowadzący:
Dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł energii w Polsce przyniósł nam ogromne sukcesy, ale i niespotykane dotąd wyzwania. Obecnie w kraju funkcjonuje już ponad 1,6 miliona prosumentów fotowoltaiki, a łączna moc instalacji przydomowych w szczytowych momentach sięga niemal 14 gigawatów. Ta imponująca siła staje się jednak źródłem ogromnego problemu, gdy brakuje narzędzi do zarządzania wyprodukowanym prądem.
Dotychczasowy model, w którym sieć elektroenergetyczna służy jako gigantyczny, darmowy magazyn energii, powoli wyczerpuje swoje możliwości fizyczne i ekonomiczne. Koszty rozbudowy infrastruktury, niezbędnej do przyjęcia energii w słoneczne południe, są przerzucane na wszystkich obywateli w rachunkach za prąd. Taka sytuacja budzi coraz większe kontrowersje wokół sprawiedliwości społecznej i każe postawić pytanie o przyszłość polskiej transformacji.
Kluczowym problemem polskiego systemu jest brak bodźców ekonomicznych, które skłoniłyby właścicieli mikroinstalacji do magazynowania prądu tam, gdzie powstaje – czyli bezpośrednio w domach. Obecnie prosumenci wolą oddawać nadwyżki do sieci w godzinach największego nasłonecznienia, co drastycznie obciąża transformatory.
Ustawodawca przewidział taką zachętę, żeby sieć elektroenergetyczna była potraktowana jako taki sezonowy, czyli wielomiesięczny magazyn energii
– zaznacza prof. Ludwik Pieńkowski.
Ekspert porównuje obecną sytuację do ruchu drogowego, w którym bez jasnych reguł szybko dochodzi do paraliżu sieci.
To tak jak jest ruch drogowy, wszyscy mamy prawo do poruszania się po drogach, ale jeżeli jest wypadek jakiś, korek się robi, no to policja nie wpuszcza nas na drogę. Tu tak, żeby był taki policjant, który nie będzie wpuszczał tej energii, która będzie psuła sieć
– dodaje naukowiec.
Rozwiązaniem ma być nowy, systemowy kompromis, który uchroni stabilność sieci energetycznej, nie niszcząc przy tym opłacalności inwestycji w OZE. Proponowane zmiany zakładają wprowadzenie mechanizmu opłaty eksportowej uzależnionej od profilu generowanej mocy. Taki system premiowałby oddawanie energii w godzinach wieczornego szczytu, jednocześnie zniechęcając do zapychania sieci w południe.
Wprowadzenie opłaty ma stać się naturalnym impulsem dla rynku do budowy fizycznych, lokalnych magazynów energii przy stacjach transformatorowych. Takie rozwiązanie nie tylko poprawi bezpieczeństwo pożarowe w porównaniu z akumulatorami domowymi, ale także zintegruje lokalne społeczności wokół wspólnego dbania o sieć.
Prawo nabyte polega na tym, że nadal będzie producent energii elektrycznej miał prawo do deponowania na wiele miesięcy energii. Natomiast jest dołożony jeden zasadniczy obowiązek ograniczający zapychanie sieci, co zagraża bezpieczeństwu sieci
– tłumaczy prof. Pieńkowski.
Jak w praktyce pogodzić interesy ponad półtora miliona właścicieli paneli z bezpieczeństwem energetycznym Polski? Poniżej publikujemy pełną treść autorskiego projektu i założeń ustawy autorstwa prof. Ludwika Pieńkowskiego.
czyli założenia do projektu ustawy o elastyczności prosumenckiej i stabilizacji sieci elektroenergetycznych
Ludwik Pieńkowski
Nie chodzi o karanie prosumentów. Chodzi o to, aby sieć energetyczna – nasze wspólne dobro – nie była przez nikogo traktowana jak darmowy ani tani magazyn energii. Rolnik, przedsiębiorca czy gospodarstwo domowe, które zużywa własny prąd na miejscu, powinno być wspierane. Pusty w dzień dom, który wypycha całą produkcję energii słonecznej do przeciążonej sieci, powinien ponosić koszt na rzecz jej stabilności. Świadomy prosument, który posiada magazyn energii i oddaje prąd wtedy, gdy system go potrzebuje, powinien otrzymywać premię.
Celem ustawy jest stabilizacja systemu elektroenergetycznego i sprawiedliwe rozłożenie kosztów korzystania z sieci. Ustawa nie obciąża wytwarzania energii ani autokonsumpcji. Opłata stabilizacyjna dotyczy wyłącznie energii eksportowanej do sieci, zwłaszcza wtedy, gdy system ma jej nadmiar. Mechanizm sprzyja autokonsumpcji i premiuje prosumentów, którzy oddają energię wtedy, gdy system jej potrzebuje.
W Polsce działa ponad 1,6 mln prosumentów, a moc ich instalacji fotowoltaicznych (PV) zbliża się do 14 GWp. Dzisiejszy model rozliczeń sprawia, że sieć elektroenergetyczna pełni rolę sezonowego magazynu energii. Korzystają z tego właściciele instalacji, ale koszty utrzymania i rozbudowy sieci ponoszą wszyscy odbiorcy prądu. Problem narasta w słoneczne południa, gdy setki tysięcy instalacji eksportują energię do sieci. Jej wartość gwałtownie spada, czasem staje się ujemna, a infrastruktura jest przeciążana. Dlatego potrzebne są mechanizmy, które promują autokonsumpcję i magazynowanie, a eksport w najtrudniejszych godzinach obciążają kosztem. W Polsce prosumenci uczestniczą w rynku energii w ramach dwóch systemów rozliczeń: net-meteringu – dla umów zawieranych do 31 marca 2022 r. – oraz net-billingu – dla umów zawieranych od 1 kwietnia 2022 r. Net-metering pozwala prosumentowi odebrać później 0,8 lub 0,7 kWh za każdą 1 kWh oddaną do sieci. W praktyce sieć działa więc jak sezonowy magazyn energii. Net-billing rozlicza nadwyżki po cenach rynkowych, a energię pobraną z sieci po cenach detalicznych. Ujawnia więc część kosztu magazynowania, ale nadal nie zniechęca skutecznie do eksportu w godzinach nadpodaży. Przykład: gospodarstwo domowe zużywające rocznie 5 MWh energii i posiadające instalację PV o mocy 6 kWp produkuje około 6 MWh rocznie. Przy autokonsumpcji na poziomie 30% około 4,2 MWh trafia do sieci. W net-meteringu szacunkowa korzyść w 2025 r wynosiła około 4600 zł rocznie, a w net-billingu około 2900 zł, czyli o około 1700 zł mniej. Podane wartości mają charakter ilustracyjny; rzeczywiste wyniki zależą od profilu zużycia, taryfy, cen energii i opłat dystrybucyjnych oraz mogą się różnić nawet o kilkaset złotych.
Net-metering i net-billing różnią się finansowo, ale dla sieci powodują ten sam problem: masowy eksport energii w tych samych godzinach. Ceny ujemne obnażają absurd obecnego systemu. W net-meteringu prosument nadal zyskuje. W net-billingu nie zyskuje, ale też nie płaci. W obu przypadkach brakuje jasnego sygnału: nie eksportuj wtedy, gdy energia jest dla systemu problemem.
Dynamiczny rozwój fotowoltaiki doprowadził do strukturalnego niedopasowania profilu masowej produkcji energii do realnego zapotrzebowania na nią. Główne wyzwania to:
Fikcja sieci jako darmowego lub taniego magazynu: Model, w którym sieć musi bezwarunkowo przyjąć każdą ilość energii, jest technicznie niewydolny.
Asymetria kosztowa: Koszty utrzymania, modernizacji i bilansowania sieci są przerzucane na wszystkich odbiorców końcowych, również tych bez instalacji PV.
Zagrożenie stabilności: Brak mechanizmów wymuszających elastyczność powoduje lokalne wzrosty napięcia w sieciach niskiego napięcia (nN), drastyczny spadek wartości energii (ceny ujemne) oraz ryzyko awarii systemowych.
4A. Progi mocy i etapowanie: Regulacja obejmie instalacje przekraczające ustawowo określony próg mocy. Wstępnie przyjęto, że w pierwszym etapie obejmie ona instalacje o mocy powyżej 10 kWp, co według orientacyjnych szacunków może dotyczyć 200–300 tysięcy instalacji. Po dwóch latach od wejścia w życie ustawy próg mógłby zostać obniżony do poziomu powyżej 8 kWp. Ostateczne progi mocy oraz harmonogram wdrażania zostaną ustalone na podstawie pogłębionych badań symulacyjnych, prowadzonych w konsultacji z Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi (PSE), Urzędem Regulacji Energetyki (URE), operatorami systemów dystrybucyjnych oraz organizacjami prosumenckimi. Zmiana tych parametrów będzie możliwa wyłącznie w drodze nowelizacji ustawy.
4B. Warunkowość prawa do eksportu: Autokonsumpcja (zużywanie prądu na własne potrzeby) pozostaje bezwarunkowym prawem obywatela. Przekazanie nadwyżek energii do sieci staje się odpłatnym prawem warunkowym, ściśle zależnym od bieżących zdolności przesyłowych sieci.
Rozdzielenie praw rozliczeniowych od praw przesyłowych: Prawa nabyte (np. 15-letni okres w net-meteringu) dotyczą wyłącznie metody księgowania energii, a nie bezwarunkowego przywileju fizycznego przesyłania wygenerowanej energii do sieci w dowolnym momencie.
Proponowana regulacja stanowi bezpośredni bodziec do inwestowania w przydomowe i lokalne magazyny energii, zwiększania autokonsumpcji oraz dostosowywania profilu generacji do technicznych możliwości eksportu energii do sieci.
4C. Obowiązkowe techniczne zarządzanie mocą eksportową:
Instalacje objęte regulacją, także istniejące, muszą posiadać układy umożliwiające OSD zdalne zarządzanie mocą wprowadzaną do sieci. Ograniczenie eksportu, w tym redukcja do 0 kW, może być stosowane wyłącznie w stanach zagrożenia bezpieczeństwa pracy sieci, na podstawie jawnych, obiektywnych i niedyskryminacyjnych kryteriów, z obowiązkiem raportowania i pod kontrolą Prezesa URE. Dla instalacji istniejących przewiduje się co najmniej 24-miesięczny okres dostosowawczy. Modernizacja układów sterowania może być częściowo finansowana ze środków Funduszu Stabilizacji Sieci lub innych programów publicznych. Szczegółowe wymagania techniczne zostaną określone w rozporządzeniu, z uwzględnieniem proporcjonalności kosztów i dostępności wsparcia publicznego.
5A. Fundusz Stabilizacji Sieci i Opłata Stabilizująca Sieć
Tworzy się Fundusz Stabilizacji Sieci (FSS), którego celem jest wspieranie stabilnej pracy sieci elektroenergetycznych. Fundusz jest zasilany wpływami z Opłaty Stabilizującej Sieć (OSS). OSS jest wykazywana jako odrębna pozycja na rachunku za energię elektryczną lub w rozliczeniu prosumenckim i pobierana przez Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD) właściwego dla miejsca przyłączenia instalacji. OSD prowadzi obsługę rozliczeniową i techniczną FSS, w tym naliczanie, pobór, ewidencję oraz przekazywanie środków, zgodnie z zasadami określonymi w ustawie. Wpływy z OSS nie stanowią przychodu własnego OSD. Są ewidencjonowane jako środki celowe Funduszu Stabilizacji Sieci i mogą być przeznaczane wyłącznie na działania służące stabilizacji pracy sieci elektroenergetycznych. Nadzór nad prawidłowością naliczania, poboru, ewidencji i wydatkowania środków FSS sprawuje Prezes URE. Fundusz Stabilizacji Sieci może również uzyskiwać wsparcie finansowe z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) oraz innych programów publicznych.
5B. Opłata Stabilizująca Sieć (OSS) ma charakter rynkowy i jest bezpośrednio powiązana z chwilową wartością energii elektrycznej. OSS nie obciąża wytwarzania energii elektrycznej ani autokonsumpcji. Przedmiotem OSS jest wyłącznie energia faktycznie wyeksportowana do sieci elektroenergetycznej. Mechanizm premiuje dostarczanie energii w okresach jej niedoboru oraz ogranicza opłacalność eksportu w okresach nadpodaży. Wysokość opłaty wyznacza funkcja stabilizująca zależna od ilości wyeksportowanej energii w rozliczanym okresie czasu, rodzaju umowy prosumenckiej (net-metering, net-billing) oraz od aktualnej ceny energii.
Rozliczenie opłaty będzie wykonywane w cyklu dobowym na podstawie danych o Rynkowej Cenie Energii (RCE), które są publikowane przez PSE. Za każdy okres piętnastominutowy wysokość Opłaty Stabilizującej Sieć, OSS, wyrażona w złotówkach będzie obliczona zgodnie ze wzorem:
OSS=k*E*(p*C7 – C )
Dodatnia wartość OSS oznacza opłatę wnoszoną przez prosumenta do Funduszu Stabilizacji Sieci, natomiast wartość ujemna oznacza premię wypłacaną prosumentowi z Funduszu, a symbole we wzorze oznaczają:
E – ilość energii elektrycznej wyeksportowanej do sieci, wyrażona w kilowatogodzinach [kWh], w danym 15-minutowym okresie rozliczeniowym;
C7 – siedmiodniowa referencyjna cena energii elektrycznej dla krajowego rynku energii, wyrażona w zł/kWh, obliczana jako średnia ważona wartości Rynkowej Ceny Energii (RCE) z ostatnich siedmiu dni kalendarzowych poprzedzających dany okres rozliczeniowy, gdzie wagami są wolumeny energii będące przedmiotem obrotu w poszczególnych okresach rozliczeniowych. C7 nie jest średnią ceną energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów, lecz referencyjną ceną energii dla całego krajowego rynku energii elektrycznej;
C – aktualna wartość Rynkowej Ceny Energii (RCE), wyrażona w zł/kWh, dla danego 15-minutowego okresu rozliczeniowego;
k – bezwymiarowy współczynnik proporcjonalności różnicujący siłę bodźca ekonomicznego w zależności od systemu rozliczeń prosumenckich. Wartość początkowa może wynosić przykładowo 1,2 dla net-billingu oraz 1,9 dla net-meteringu, przy czym wartości te wymagają weryfikacji w badaniach symulacyjnych;
p – bezwymiarowy współczynnik zapotrzebowania na energię, wyznaczający próg przejścia pomiędzy opłatą a premią. Dla p = 0,95 opłata OSS jest równa zeru przy cenie energii równej 95% wartości C7. Poniżej tej wartości prosument wnosi opłatę, a powyżej otrzymuje premię wypłacaną z Funduszu Stabilizacji Sieci.
Wartości parametrów k i p są ustalane raz w roku przez Prezesa URE. W przypadku istotnej zmiany warunków pracy KSE lub trwałej nierównowagi Funduszu Stabilizacji Sieci możliwa jest dodatkowa korekta, nie częściej niż raz na kwartał. Decyzje będą podejmowane po konsultacjach z PSE, reprezentantami operatorów sieci dystrybucyjnych oraz z organizacjami prosumenckimi. Odpowiednio dobrane wartości parametrów k i p mają stymulować stabilizowanie sieci, zapewnić dodatni bilans roczny Funduszu Stabilizacji Sieci.
Ustalenie pierwszych wartości parametrów k i p wymaga badań symulacyjnych prowadzonych równolegle z dalszymi pracami nad projektem ustawy. Podane powyżej wartości parametrów k i p mają charakter wstępny.
5C. Zasady wykorzystania środków Funduszu
Środki Funduszu Stabilizacji Sieci są przeznaczane w pierwszej kolejności na wypłatę premii wynikających z ujemnej wartości OSS oraz działania bezpośrednio ograniczające przeciążenia sieci. W dalszej kolejności mogą finansować programy wsparcia autokonsumpcji, magazynów energii i Lokalnych Magazynów Elastyczności.
5D. Wspieranie autokonsumpcji u prosumentów aktywnych, rolników i małych przedsiębiorców
Prosument, który wykaże, że jego autokonsumpcja jest większa niż 50%, uzyskuje prawo do dofinansowania z Funduszu Stabilizacji Sieci na zakup urządzeń automatyki EMS, magazynów energii, buforów ciepła i innych urządzeń synchronizujących pracę prosumenckiej instalacji z potrzebami sieci. Poziom autokonsumpcji będzie ustalany na podstawie danych pomiarowych z licznika zdalnego odczytu za okres roczny lub inny okres wskazany w przepisach wykonawczych.
5E. Lokalny Magazyn Elastyczności (LME) przy stacjach SN/nN
Uznanie stacji transformatorowych średniego i niskiego napięcia (SN/nN) za punkty krytyczne i preferowane lokalizacje dla budowy wielkoskalowych magazynów elastyczności.
Uproszczenia administracyjne: Wprowadzenie tzw. „szybkiej ścieżki” (fast-track) dla pozwoleń budowlanych i warunków przyłączenia dla LME przy stacjach transformatorowych.
Uzasadnienie techniczne: Magazynowanie energii w punkcie koncentracji przepływów (osiedla domów) eliminuje problem przeciążeń linii nN, stabilizuje napięcie i minimalizuje ryzyko pożarowe związane z instalacją rozproszonych magazynów w pobliżu budynków mieszkalnych.
Budowa LME może uzyskać wsparcie finansowe z Funduszu Stabilizacji Sieci.
5F. System rekompensat i mechanizmy ochronne
Ograniczenie eksportu energii nie rodzi prawa do rekompensaty, jeżeli jest niezbędne dla zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej i zostało zastosowane zgodnie z jawnymi kryteriami oraz udokumentowane przez OSD. W pozostałych przypadkach prosumentowi przysługuje rekompensata.
