Nowe wymogi techniczne uderzą w prosumentów

Fotorzepa, Bartosz Jankowski

Operatorzy sieci próbowali po cichu wprowadzić niekorzystne zmiany.

Od kwietnia miały wejść w życie nowe wymogi techniczne przyłączania mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnych. Operatorzy z dużych grup zawiesili na stronach tzw. instrukcję ruchu i eksploatacji sieci, ale szerokich konsultacji nie przeprowadzili. Uwagi zgłoszone po czasie zmusiły ich jednak, by zapytać się o zdanie ludzi, których nowe wymogi uderzą po kieszeni.

Według nowych reguł tylko systemy o mocy do 3 kW mogłyby być wyposażone w inwertery jednofazowe (do tej pory granicą było 4,6 kW, co wystarcza dla domu jednorodzinnego). Inwerter to najważniejszy element instalacji, która odpowiada za przemianę prądu stałego (wytwarzanego przez panele) na zmienny (zsynchronizowany z siecią). Teraz systemy większe niż 3 kW mają mieć urządzenia trójfazowe, co podroży inwestycje. Co więcej, operatorzy będą też mogli zdalnie odłączać od sieci wszystkie instalacje, a w przypadku tych większych – sterować mocą.

Droższe inwestycje

– Podłączenie urządzeń układu fotowoltaicznego do większej mocy podroży całą instalację o 3–4 tys. zł (sam inwerter będzie droższy o 2-3 tys. zł). Dla małego klienta to znaczący koszt, bo cała instalacja kosztuje go dziś 18 tys. zł – podlicza Mariusz Klimczak, członek zarządu Geo-Solar.

Twierdzi, że wiele zamówionych wcześniej inwerterów, leżących w magazynach, zamówionych pod konkretne realizacje może okazać się bezużytecznymi, bo nie będą spełniać nowych standardów. Postuluje więc wprowadzenie nowych zasad od 2019 r.

Problem jest jednak szerszy niż tylko kłopoty finansowe dostawców. Nowa instrukcja może uderzyć w gminy, które za unijne pieniądze prowadzą przetargi na fotowoltaikę. Tylko w tym roku mają się rozstrzygnąć postępowania za ok. 1 mld zł, a w najbliższych trzech latach – nawet na 4,5 mld zł. Specyfikacje wielu postępowań nie uwzględniały nowych wymogów. Przy czym w części z nich, kierując się także ograniczeniami budżetowymi, projektowano systemy w zakresie 3-4 kW z inwerterem jednofazowym. Z szacunków Klimczaka wynika, że unieważnione mogą być przetargi warte setki milionów.

– Zmiana zasad zagraża wykonaniu instalacji w tych gminach, które już sporządziły kosztorysy – potwierdza Tomasz Koprowiak, pełnomocnik zarządu Stowarzyszenia Gmin Przyjaznych Energii Odnawialnej. Chodzi nie tylko o konieczność doliczenia ok. 500 euro do inwertera, ale też sankcje przy ewentualnych wyłączeniach instalacji. – Podmioty realizujące inwestycje z pieniędzy Regionalnych Programów Operacyjnych muszą deklarować określony poziom produkcji. Jeśli go nie dotrzymają, są obciążone karami – argumentuje Koprowiak.

Wśród ekspertów zdania są podzielone co do tego, czy dodatkowe urządzenie będą musieli dokupić ci, którzy system zainstalowali na obecnie obowiązujących zasadach.

Zdusić rynek w zarodku

W ocenie Grzegorza Wiśniewskiego, szefa Instytutu Energetyki Odnawialnej, nowa instrukcja jest kagańcem dla rozwijającego się rynku i ma zdusić go w zarodku. – Chodzi o to, by przerzucając wszystkie koszty początkowe na najmniejszych, w sposób kontrolowany dopuścić do sieci tylko kilka tysięcy, a nie kilka milionów instalacji – uważa Wiśniewski.

W przyszłości operatorzy będą mogli w sposób dowolny odbierać każdą nadwyżkę, zmniejszając koszty bilansowania sieci kosztem domowych paneli, a także wyłączać te urządzenia nawet w sytuacji awarii zasilania tzw. blackoutu. To przeczy idei dążenia do zabezpieczenia ciągłości zasilania we własnych gospodarstwach i przedsiębiorstwach.

– Taka sytuacja wprowadza realne niebezpieczeństwo, że zakłady energetyczne zamiast inwestować w rozwój infrastruktury, będą czasowo wyłączać poszczególne mikroinstalacje – dodaje Bogdan Szymański, prezes Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej Polska PV. Postuluje więc wprowadzenie jasnych zasad, kiedy może dojść do wyłączeń, a także planu bonifikat.

Inną sprawą jest to, że operatorzy w ogóle nie są dziś przygotowania do sterowania ani zarządzania urządzeniami prosumenckimi. Opomiarowane są sieci i węzły średnich napięć, ale w przypadku sieci niskich napięć nie sporządzono nawet inwentaryzacji i planu rozwoju. Przy czym koncerny biorą pieniądze z instytucji europejskich na rozwój sieci właśnie na potrzeby dostosowania ich do potrzeb OZE, w tym większych grup prosumentów.

Tagi:

Mogą Ci się również spodobać

Stanowisko polskiej energetyki na Szczyt Klimatyczny w Katowicach

Polski Komitet Energii Elektrycznej (PKEE), zrzeszający największe polskie grupy energetyczne, zaprezentował stanowisko branży na ...

Gazprom i KE bliżej ugody

Rosjanie i Bruksela są coraz bliżej polubownego zakończenia antymonopolowego dochodzenia przeciwko rosyjskiemu koncernowi. W ...

Jeszcze grzywna dla Samarco

Resort środowiska Brazylii wymierzył spółce wydobywczej Samarco grzywnę 142 mln reali (43 mln dolarów) ...

Ropa zalała port w Rotterdamie

Pół setki tankowców stoi w kolejce do największego naftowego hubu Europy. Takiej sytuacji nie ...

USA niweczą wysiłki Rosji i OPEC, by ograniczyć podaż ropy

Na globalnym rynku wciąż jest za dużo ropy w stosunku do zapotrzebowania. Wysiłki Rosji ...

Nie cała Europa zasysa gaz z Gazpromu

Eksport rosyjskiego koncernu w Europie wzrósł o ponad 11 proc. Najwięcej kupują biznesowi sojusznicy ...