Strukturalne zmiany rynku energii związane z postępującą decentralizacją w sektorze wytwarzania oraz rozwojem energetyki odnawialnej charakteryzującej się zmiennym profilem wytwarzania, mają bezpośredni wpływ na funkcjonowanie krajowego systemu elektroenergetycznego. Operatorzy systemów elektroenergetycznych coraz częściej są narażeni na ryzyko wystąpienia przeciążenia sieci, a co za tym idzie – pogorszenia parametrów jakościowych energii elektrycznej. W takich przypadkach zobowiązani są do podjęcia odpowiednich środków zaradczych. Jednym z nich będzie nierynkowe ograniczenie generacji z farm wiatrowych i elektrowni fotowoltaicznych.
Trwają prace nad nowelizacją ustawy Prawo energetyczne („Projekt Nowelizacji“)[1]. Jedną z zapowiadanych zmian jest wprowadzenie do polskiego ustawodawstwa regulacji dotyczących mechanizmu nierynkowego ograniczania (redysponowania) w wytwarzaniu energii elektrycznej z OZE.
Redysponowanie jednostkami wytwarzania uregulowane jest w rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady (EU) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej („Rozporządzenie 2019/943“)[2]. Rozporządzenia unijne stosowane są bezpośrednio, dlatego też nie wymagają implementacji do krajowych porządków prawnych. Opracowywane przepisy mają na celu uszczegółowienie unijnej legislacji oraz dostosowanie instytucji nierynkowego ograniczania w wytwarzaniu do polskiego otoczenia regulacyjnego.
Jak jest?
Prawo energetyczne nie zawiera definicji redysponowania. W polskim ustawodawstwie istnieją przepisy umożliwiające wydanie polecenia odstawienia, zmiany obciążenia lub odłączenia od sieci jednostki wytwórczej. Dotyczą one jednak sytuacji wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w następstwie określonych zdarzeń (m. in. działania wynikające z wprowadzenia stanu wojennego, katastrofa naturalna, ograniczenie lub brak dostaw paliw lub energii elektrycznej z innego kraju, strajk, niepokoje społeczne). Ograniczenia takie powinny być stosowane w zakresie niezbędnym do przywrócenia prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz na podstawie kryteriów przyjętych dla bieżącego bilansowania systemu elektroenergetycznego i zarządzania ograniczeniami systemowymi.
Prawo energetyczne zobowiązuje wytwórcę do współpracy z operatorem systemu elektroenergetycznego, w tym do wykonywania jego poleceń, na zasadach i warunkach określonych w ustawie, rozporządzeniu systemowym, instrukcji ruchu i umowie zawartej z operatorem. Przepisy te nie uprawniają jednak operatorów systemów elektroenergetycznych do kierowania do wytwórców poleceń w zakresie ograniczenia wytwarzania. Nie wyklucza to jednak przyznania operatorom takiej możliwości na podstawie umów o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej.
Rozwiązania przyjęte w prawie energetycznym nie przewidują zatem możliwości kierowania do wytwórców energii elektrycznej w instalacjach OZE poleceń wyłączenia jednostki wytwórczej lub poleceń zmniejszenia mocy wytwarzanej przez taką jednostkę w sytuacji, która destabilizuje krajowy system elektroenergetyczny, ale nie stanowi zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.
Jak będzie?
Mechanizm nierynkowego ograniczenia generacji z farm wiatrowych i elektrowni fotowoltaicznych będzie wykorzystywany jako ostateczny środek zaradczy (zob. ramka). OSP i OSD mają być uprawnieni do wydania poleceń wyłączenia jednostki wytwórczej lub polecenia zmniejszenia mocy wytwarzanej przez taką jednostkę w przypadkach, o których mowa w art. 13 ust. 3 Rozporządzenia 2019/943 (m. in. brak alternatywnego rozwiązania opartego na zasadach rynkowych, wyczerpanie wszystkich zasobów dostępnych na zasadach rynkowych).
Ograniczenia będą mogły być wprowadzane jedynie w celu równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię (OSP) lub w celu zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej (OSP i OSD).
OSP uprawniony będzie do wydania polecenia bezpośrednio wytwórcy przyłączonemu do sieci przesyłowej lub – za pośrednictwem i w koordynacji z OSD – wytwórcy przyłączonemu do sieci dystrybucyjnej OSD. Projekt zakłada, że OSP będzie uprawniony do wydawania poleceń w zakresie jednostek o mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 500 kW. OSD natomiast będzie uprawniony do wydawania polecenia wytwórcy przyłączonemu do jego sieci (w koordynacji z OSP) oraz za pośrednictwem OSDn – wytwórcy przyłączonego do sieci tego OSDn.
Operatorzy wydając polecenia w celu zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci mają się kierować kryterium wielkości zmniejszenia mocy wytwarzanej przez jednostki wytwórcze, dążąc do minimalizacji tego zmniejszenia. Z kolei OSP wydając polecenie w celu równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię, ma dążyć do minimalizacji kosztu zmniejszenia wytwarzania mocy (wyznaczanego jako suma rekompensat finansowych, zob. poniżej) przy spełnieniu warunków bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej oraz technicznego ograniczenia pracy jednostek wytwórczych.
Własna instalacja OZE
Rozporządzenie 2019/943 zakłada, że energia elektryczna wytwarzana we własnym zakresie w instalacjach OZE, która nie jest wprowadzana do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej, nie podlega redysponowaniu prowadzącemu do obniżenia mocy, chyba że żadne inne rozwiązanie nie pozwoliłoby na rozwiązanie kwestii związanych z bezpieczeństwem sieci.
Rekompensata finansowa
Z tytułu wprowadzenia ograniczeń wytwórcom będzie przysługiwać rekompensata finansowa. Ma być ona rozliczana w ramach potrąceń dokonywanych na podstawie umowy o świadczenie usług przesyłania albo umowy o świadczenie usług dystrybucji. Zasady obliczania rekompensaty wskazane są w art. 13 ust. 7 Rozporządzenia 2019/943. Szczegółowe procedury w zakresie zgłaszania żądania wypłaty rekompensaty finansowej (warunki oraz termin zgłoszenia żądania) mają zostać określone przez operatorów w instrukcjach ruchu.
Projektowane przepisy (oraz regulacje unijne) zakładają, że rekompensata nie będzie jednak należna wytwórcy w zakresie, w jakim postanowienia umowy o przyłączenie do sieci elektroenergetycznej zwalniają operatora systemu elektroenergetycznego z odpowiedzialności za wstrzymanie lub ograniczenie wprowadzenia mocy z danej jednostki wytwórczej.
Projekt Nowelizacji zakłada, że na potrzeby kalkulacji taryf rekompensaty finansowe wypłacane w związku z wydaniem omawianych poleceń uwzględnia się w kosztach uzasadnionych działalności gospodarczej operatorów systemów elektroenergetycznych.
Ograniczanie wytwarzania, a system aukcyjny
Wprowadzenie przepisów w zakresie redysponowania wymaga zmian także w ustawie o OZE. Podmioty, które wygrały aukcję OZE zobowiązane są do pierwszej sprzedaży energii elektrycznej w ramach systemu aukcyjnego w określonym terminie, liczonym od dnia zamknięcia aukcji4. Uchybienie temu terminowi skutkuje utratą wsparcia.
Projektowane przepisy przewidują, że w przypadku, gdy polecenie wydane przez operatora systemu elektroenergetycznego uniemożliwi wytwórcy zrealizowanie powyższego obowiązku, wytwórca – aby nie utracić wsparcia – powinien rozpocząć sprzedaż najpóźniej w pierwszym dniu po odwołaniu polecenia.
Projekt Nowelizacji zakłada także wprowadzenie przepisów regulujących kwestię wpływu wydania przez operatora polecenia ograniczenia wytwarzania na realizację obowiązku sprzedaży w ramach systemu akcyjnego co najmniej 85% ilości energii elektrycznej określonej w ofercie aukcyjnej.
Kiedy nowe przepisy?
Na dzień sporządzania niniejszego artykułu Projekt Nowelizacji nie został jeszcze skierowany do Sejmu. Zgodnie z brzmieniem projektu omawiane przepisy mają wejść w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia.
Środki zaradcze, które zostaną podjęte przez OSP przed wprowadzeniem nierynkowej redukcji generacji z farm wiatrowych i elektrowni fotowoltaicznych – w kolejności ich stosowania (z uzasadnienia Projektu Nowelizacji)3:
– blokowanie zdolności importowych w trybie day-ahead i intra-day,
– rynkowe zmniejszenie generacji w KSE w ramach rynku bilansującego,
– wymuszenie pracy pompowej w elektrowniach szczytowo-pompowych,
– udostępnianie zdolności eksportowych w trybie intra-day,
– zaniżanie generacji w elektrociepłowniach w ramach usługi GWS,
– eksport energii w formie operatywnej pomocy awaryjnej,
– nierynkowe ograniczanie generacji z FW i PV.
Przypisy:
1 Projekt ustawy o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (projekt z dnia 10 czerwca 2022 r.);
https://legislacja.rcl.gov.pl/projekt/12347450/katalog/12792169#12792169 (dostęp: 10 sierpnia 2022 r.).
2 https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/ALL/?uri=CELEX:32019R0943 (dostęp: 10 sierpnia 2022 r.).
3 Zob. uzasadnienie do projektu ustawy o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (projekt z dnia 10 czerwca 2022 r.);
https://legislacja.rcl.gov.pl/projekt/12347450/katalog/12792169#12792169 (dostęp: 10 sierpnia 2022 r.).
4 Elektrownie PV – 24 miesiące, elektrownie wiatrowe na lądzie – 33 miesiące; pozostałe – 42 miesiące od dnia zamknięcia sesji aukcji; zob. art. 79 ust. 3 pkt 8 ustawy o OZE.
Opracowanie: Łukasz Petelski, Radca Prawny w Zespole Dekarbonizacji, Kancelaria Osborne Clarke
