Operatorzy kontra OZE. Gwałtownie rośnie liczba odmów przyłączeń instalacji prosumentów

Takiej skali negatywnych decyzji jeszcze nie było. W latach 2021–2022 URE otrzymał prawie 11 tys. powiadomień o odmowach przyłączenia obiektów do sieci, z czego blisko 9,4 tys. to instalacje OZE.

To olbrzymi, niemal dziewięciokrotny, wzrost liczby odmów w porównaniu z okresem 2019–2020, kiedy to było ich ciut ponad 1200. Skala odmów ma związek z masowym wzrostem łącznej wielkości mocy obiektów zgłoszonych do przyłączenia: to prawie 66 GW (z tego 37 GW to instalacje OZE) w latach 2021–2022 wobec 5,6 GW (2 GW w OZE) w okresie 2019–2020. Głównym powodem odmów przyłączenia do sieci był brak warunków technicznych.

Odmowy operatorów

7 GW – taką łączną mocą OZE przyłączonych w ostatnich latach do sieci, w tym mikroinstalacji, chwali się Energa Operator. Niezły wynik, ale w nim spory udział mają właśnie mikroinstalacje, a operator nie może odmówić podłączenia prosumenta. – Liczba większych OZE w naszej sieci, niebędących mikroinstalacjami, wzrosła w ciągu ośmiu lat, z 620 tego na koniec 2014 r. do 1572 na koniec I kwartału 2023 r. Ich łączna moc zwiększyła się z 2,2 GW do ponad 5,3 GW – tłumaczy nam operator. Teraz spójrzmy na odmowy: w 2021 r. firma wydała 1342 takie decyzje, w 2022 r. – 1918. Już w 2023 r., do końca maja, odmów wydania warunków dla OZE było 870. To ilustruje skalę zjawiska.

Inaczej sytuacja przedstawia się w największej spółce dystrybucyjnej w kraju: Tauron Dystrybucja. Tylko w 2022 r. operator ten podpisał umowy o przyłączenie do sieci 550 nowych źródeł odnawialnych (o mocy ponad 1,4 GW), innych niż mikroinstalacje prosumenckie, co stanowi wzrost o 146 proc. (w stosunku do 2020 r.) i 45 proc. (2021 r.). Dziś łączna moc źródeł działających w sieci Taurona wraz z 400 tys. instalacjami i siedmiuset dużymi instalacjami to 3 GW. Pozostałe ponad 2,8 GW to duże instalacje, które mają już warunki i decyzje podłączeniowe do sieci dla wnioskujących przedsiębiorców, jeżeli istniała dostępna moc przyłączeniowa w danym miejscu sieci dystrybucyjnej”.

Czytaj więcej

Opinie Ekonomiczne

Mariusz Janik: Rewolucja w energetyce może potrwać

Dyskusja o transformacji energetycznej może rozgrzewać emocje, gdy chodzi o wielkie elektrownie,...

Powściągliwie sytuację opisuje spółka PGE Dystrybucja. W 2021 r. przyłączyła ona ponad 141 tys. instalacji OZE, w tym „znaczącą ilość mikroinstalacji”. W tym samym czasie wydała 1085 odmów przyłączenia. W 2022 r. przy podobnej liczbie przyłączeń – ponad 141 tys. – wydano już 1515 odmów. Jak się dowiadujemy, w sieci tej spółki jest obecnie ok. 450 tys. OZE, z czego ok. 1,6 tys. to duże instalacje OZE.

Czwarta spółka – Enea Operator – przekazała nam, że w 2021 r. wydała ok. 800 odmów przyłączenia OZE, natomiast w 2022 r. już znacznie więcej: ok. 1800. Tempo najwyraźniej zmalało w tym roku: w I kwartale udzielono 160 odmów. W 2022 r. przyłączono zaś prawie 42 tys. OZE o mocy ponad 1,1 GW. Spółka podłączyła łącznie blisko 152 tys. instalacji (moc 4,4 GW), z czego duże instalacje OZE to 1,3 tys. Liczba ta ma jednak lawino rosnąć. – Na koniec I kwartału br. mieliśmy wydane warunki na przyłączenie kolejnych 6,7 GW nowych źródeł OZE – podaje firma.

Czytaj więcej

OZE

URE nie ma złudzeń. Bez inwestycji nie uda się podłączyć OZE do sieci

Spółki zajmujące się przesyłem i dystrybucją energii wykonały w ostatnich dwóch latach mniejsze i...

Operatorzy podkreślają, że wydanie każdej decyzji poprzedzone jest badaniem obciążalności linii energetycznych. Tauron dodaje, że sieć, którą dysponuje, ma określoną dostępną moc przyłączeniową dla OZE, a w wielu miejscach została już w pełni zagospodarowana. Operatorzy zwracają uwagę, że przyłączenia – mimo pozytywnych decyzji – często nie są realizowane. – Tylko dla około 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 – wskazuje Tauron.

Operatorzy wskazują też, że duża liczba odmów wydawana jest dla tych samych lokalizacji: część inwestorów składa wnioski kilkukrotnie w tych samych lokalizacjach, gdzie wcześniej już informowano ich o braku warunków technicznych do przyłączenia nowych źródeł wytwórczych.

Nakłady rosną, ale wciąż są niewystarczające

Cześć uczestników rynku winią spółki, że odmowy wynikają z niewystarczających nakładów inwestycyjnych. Nakłady inwestycyjne wynikające z uzgodnionego z prezesem URE planu rozwoju Operatora Sieci Przesyłowych (Polskie Sieci Elektroenergetyczne) na 2021 r. wynosiły 1 531,8 mln zł. Spółka zrealizowała jednak nakłady w wysokości mniejszej bo 969,7 mln zł, co stanowi 63 proc. planu.

Czytaj więcej

Elektroenergetyka

Raport: koniec kryzysu energetycznego to nie koniec wysokich cen

Problemy z dostępem do energii z OZE są częstym wyzwaniem energochłonnych firm. To jeden z najważ...

Nakłady inwestycyjne wynikające z uzgodnionego z Prezesem URE planu rozwoju na 2022 r. wynosiły 2 003,6 mln zł. Spółka zrealizowała nakłady w wysokości 1 269,5 mln zł, co stanowi 63 proc. Mniejszą kwotę wydaną na inwestycje można tłumaczyć wojną na Ukrainie i kryzysami w branży energetycznej o przełożeniem tego stanu rzeczy także na sektor budowalny, a jeszcze wcześniej trwająca pandemia koronawirusa.

Nieco lepiej wygląda statystyka dla sieci dystrybucyjnych. Nakłady inwestycyjne wynikające z uzgodnionych z Prezesem URE planów rozwoju Operatorów Sieci Dystrybucyjnej (OSD) na 2021 r. Wynosiły 7 544 mln zł. OSD zrealizowały nakłady w wysokości 6 248 mln zł, co stanowi 83 proc. planu. Nakłady inwestycyjne wynikające z uzgodnionych z prezesem URE planów rozwoju OSD na 2022 r. wynosiły 8 319 mln zł. OSD zrealizowały nakłady w wysokości 8 104 mln zł, co stanowi 97 proc. planu.

Swoje dane przedstawiło także Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej w swoim raporcie za 2022 r. Łączne nakłady poniesione na realizację zadań i zamierzeń inwestycyjnych PSE w 2022 roku to 1 152,5 mln zł. Jest to wartość większa o ponad 180 mln zł niż w roku poprzednim. W przypadku sektora dystrybucji nakłady inwestycyjne w 2022 r. wyniosły 8,1 mld zł i były o prawie 1,9 mld zł większe niż w 2021 r. Spółka ta wydała 2,57 mld zł, Tauron Dystrybucja 2,14 mld zł, Energa Operator 1,59 mld zł, Enea Operator 1,43 mld zł, zaś notowany w statystykach także Stoen Operator 361,9 mln zł. Największy wzrost odnotowano w PGE Dystrybucja, o ponad 1,2 mld zł.

Ponadto rok 2022 był kolejnym rokiem wzrostu nakładów inwestycyjnych na przyłączanie odbiorców i źródeł, przez co zmniejszeniu uległ udział nakładów na odtworzenie i modernizację majątku sieciowego w całości nakładów inwestycyjnych. Odnotowano też wzrost cen materiałów i usług, którego skutkiem był mniejszy zakres zrealizowanych inwestycji. Suma nakładów przeznaczonych na innowacje w 2022 roku przez spółki dystrybucyjne (Enea Operator, Energa-Operator, PGE Dystrybucja, Stoen Operator i Tauron Dystrybucja) to 455,3 mln zł.

Czytaj więcej

OZE

Właściciele fotowoltaiki dostaną rekompensaty za ograniczenia produkcji energii

PSE informuje, że wypłaci rekompensaty podmiotom, które ograniczyły produkcję energii z fotowolta...

Jakie są wydatki na ten rok? Do maja 2023 r. Energa Operator zrealizowała inwestycje na kwotę 726 mln zł. Zadania te obejmowały w większości budowę nowych linii elektroenergetycznych, przyłączenia odbiorców i źródeł energii oraz rozbudowę i modernizację sieci. Do końca bieżącego roku Spółka planuje inwestycje na poziomie 1,8 mld zł. W znaczącym stopniu przyczynią się one również do wzrostu potencjału przyłączeniowego dla OZE. M.in. ze względu na duży przyrost zarówno wystąpień podmiotów o przyłączenie źródeł, jak i realizację już zawartych zobowiązań, nakłady planowane w latach kolejnych nie powinny być niższe od planowanych w bieżącym roku.

Z kolei jak tłumaczy inna spółka Tauron, wydatki na przyłączenia OZE są częścią całego budżetu inwestycyjnego spółki. - Poszczególne inwestycje służą poprawie parametrów pracy sieci i poprawiają pewność zasilania klientów, w tym zwiększają możliwości przyłączenia OZE. W roku 2023 planowany budżet inwestycyjny sięgnie 2,4 mld zł, a w 2024 roku 3 mld zł – tłumaczy Tauron Dystrybucyjna.

Środki te mają zostać w głównej mierze przeznaczone na przyłączenia nowych klientów, w tym OZE oraz modernizację i przebudowę sieci elektroenergetycznych. – podkreśla spółka. To największy strumień finansowy kierowany na dystrybucję w ostatnich latach. W roku 2022 r. Tauron podpisał umowy o przyłączenie do sieci ponad 550 nowych źródeł energii o mocy ponad 1,4 GW (co stanowi wzrost w stosunku do 2020 i 2021 r. odpowiednio o prawie 146 proc. i 45 proc.).

W przypadku PGE Dystrybucja. W pierwszym kwartale 2023 nakłady inwestycyjne wyniosły prawie 815 mln zł, z czego bezpośrednio na odnawialne źródła energii (OZE) wydano prawie 42 mln. Plany inwestycyjne na kolejne dwa lata przewidują wydatki na poziomie ok. 3,5 mld złotych rocznie, przy czym finalnie uzależnione one będą zwłaszcza od możliwości ich finansowania.

Wreszcie Enea Operator w 2023 r. planuje wydać na inwestycje ponad 1,8 mld zł. Obecnie Plan Rozwoju na lata 2023-2028 mamy uzgodniony z Prezesem URE jedynie na rok 2023. Spółki nie zdradzają szczegółowych planów na przyszył rok, b trwają uzgodnienia dotyczące planów inwestycyjnych na rok 2024.

Czytaj więcej

Elektroenergetyka

Zalew zielonej energii nie stał się majówkowym bólem głowy

Mimo obaw o stabilność dostaw energii podczas majówki system energetyczny pracował bez problemów....

Rosnące wydatki są potrzebne, bo perspektywie najbliższych dziesięciu lat, w krajowym systemie energetycznym ma powstać ponad 20 GW źródeł słonecznych (bez uwzględniania prosumenckich powstałych po 31 grudnia 2021 r.) o potencjale produkcyjnym rzędu 21 TWh, ponad 14 GW lądowych elektrowni wiatrowych o potencjale produkcyjnym rzędu 37 TWh oraz 10,9 GW morskich elektrowni wiatrowych o potencjale produkcyjnym rzędu 40 TWh. Wraz z potencjałem produkcyjnym innych rodzajów OZE, oznacza to możliwość produkcji ponad 100 TWh rocznie energii odnawialnej w perspektywie 2030 r., co istotnie przekroczy 50 proc. zapotrzebowania na energię elektryczną netto w Polsce, biorąc pod uwagę obecne prognozy i stanowi znacznie więcej niż poziomy zakładane w krajowych dokumentach strategicznych. Dla zobrazowania rosnącej mocy w OZE, obecnie instalacje OZE dysponują mocą zainstalowaną 23 GW.

URE wraz z operatorami opracowało Kartę Efektywnej Transformacji, która wskazuje w wieloletnim horyzoncie czasowym w ścieżkę prowadzenia inwestycji w modernizację i rozwój sieci. Ma przyczynić się uproszczenia procesu podejmowania decyzji inwestycyjnych, powinna też ułatwić OSD pozyskiwanie części środków ‒ szacowanych łącznie na 130 mld zł ‒ na inwestycje ze źródeł innych niż taryfa. Aby te środki po-zyskać ,planowane jest opracowanie niezbędnych zmian modelu regulacyjnego OSD. Prezes URE w swoim raporcie wskazuje, że bez przeprowadzenia koniecznych zmian legislacyjnych uwzględniających nowe wymagania regulacyjne oraz zapewniających m.in. środki pomocowe dla operatorów sieci dystrybucyjnych, ta operacja może się nie udać.

Okiem ekspertów

URE jest innego zdania. Urząd wezwał spółki do przedstawienia informacji o inwestycjach w rozwój sieci oraz zarzuca im, że każda stosuje własne założenia polityki przyłączeń, a brak jasnych reguł budzi obawy inwestorów rozważających podłączenie się do sieci.

Czytaj więcej

OZE

Spokojna majówka mimo dużej produkcji z OZE

Przedostatnia niedziela kwietnia, kiedy Polskie Sieci Elektroenergetyczne ogłosiły stan zagrożeni...

Presja na rozwój sieci wcześniej czy później odbije się na naszych portfelach. Monika Morawiecka z think tanku Regulatory Assistance Project wskazuje, że taryfy za dystrybucję energii elektrycznej to dziś mniej odczuwalna składowa naszych rachunków. Proporcje te będą się jednak zmieniać, choć nie w sposób rewolucyjny. – Wysokość kosztów ujętych w taryfie, wraz ze zmieniającym się miksem energetycznym, będzie podlegać modyfikacjom. Wraz z postępującą transformacją energetyczną mniejszą rolę będą odgrywać opłaty za emisję CO2, a większą nakłady na sieci. Oznacza to, że większe znaczenie w rachunkach będą odgrywać taryfy dystrybucyjne, a mniejszą koszt wytworzenia energii elektrycznej – mówiła Morawiecka podczas niedawnego spotkania prasowego Eksperckiej Rady ds. Bezpieczeństwa Energetycznego i Klimatu.

Pytana o podnoszoną w debatach propozycję wydzielenia spółek dystrybucyjnych z dużych firm energetycznych, podkreśliła, że sam proces wart jest rozważenia, ale modeli takiego procesu jest wiele. Jednym z nich jest tzw. częściowa prywatyzacja. – Mówimy o tzw. monopolach naturalnych, a więc ewentualny proces prywatyzacji musiałby być bardzo ostrożnie przemyślany. Jednym z rozwiązań, pozwalających na uwolnienie sieci dystrybucyjnych z grup energetycznych i jednocześnie zachowanie nad nimi kontroli przez państwo, jest częściowa sprzedaż pakietu akcji na giełdzie. To przy okazji pozwoliłoby także rozruszać aktywność inwestorów na parkiecie. Przede wszystkim zaś należy zadbać o efektywność kosztową spółek dystrybucyjnych, która obecnie pozostawia jeszcze wiele do życzenia – podkreśla Morawiecka.

Opinia dla "Rzeczpospolitej"

dr Aleksandra Gawlikowska-Fyk, Dyrektorka programu Elektro-energetyka w Forum Energii

Skala odmów przyłączenia OZE do sieci dystrybucyjnych rośnie. To pokazuje, że aspiracje dotyczące rozwoju OZE nie mogą się koncentrować wyłącznie na celach procentowych w miksie energetycznym, bo barierą rozwoju jest infrastruktura. Przez lata sieci, szczególnie dystrybucyjne, były pomijane w transformacji energetycznej. Teraz wiadomo, że wymagają inwestycji, także z uwagi na wiek. Dlatego potrzebny jest konsensus w sprawie poziomu wydatków, przejrzystość planowania przez OSD oraz wprowadzenie wszystkich działań nieinwestycyjnych jak cable pooling czy linia bezpośrednia, żeby nakłady optymalizować. To OSD stają się integratorem OZE. Czas, by były niezależne od grup, w których strukturach się znajdują.