Nowe zasady rozliczeń prosumentów i ich funkcjonowanie w sieci energetycznej. O granicach rozwoju fotowoltaiki prosumenckiej w Polsce

Beneficjent czy ofiara własnego sukcesu

Podobnie burzliwa dyskusja odbyła się w latach 2014-2016, z tym, że obecnie nikt, także operatorzy sieci i strona rządowa, nie kwestionuje publicznie samej idei prosumeryzmu. Zaistniała jednak konieczność wdrożenia unijnej dyrektywy o rynku energii elektrycznej (w praktyce chodzi także o przepisy dyrektywy o OZE), które antycypują ograniczenia sieciowe i zmierzają w kierunku urynkowienia prosumeryzmu OZE. Część branży PV, przeciwna zmianom obecnych regulacji, mówi o szczególnych korzyściach ekonomicznych, jakie dla rozwoju prosumeryzmu dają tzw. "opusty" (rozliczenie netto z opustem 20-30 proc. i darmowym magazynowaniem w sieci w cyklu rocznym). Tym też branża instalacyjna uzasadnia boom prosumencki (i fotowoltaiczny) w Polsce.

Nie sposób nie podkreślić, że Polska faktycznie przechodzi przez boom rozwojowy, który jest zasługą przede wszystkim ministerstw klimatu i rozwoju oraz branży PV. Wg ostatniego raportu IEO na koniec 2020 r. Polska znalazła się na 4. miejscu w UE pod względem przyrostu mocy w 2020 r. i na 1. pod względem tempa wzrostu mocy w PV (i 13. na świecie), nakłady inwestycyjne sięgnęły 9,5 mld zł, branża stworzyła 35 tys. etatów. Skumulowane (CAGR) tempo wzrostu w latach 2016-2020 wyniosło 114 proc. (przy średniej unijnej 10,3 proc.), a o sukcesie zdecydowały lata 2019-2020. Co prawda w trakcie boomu spadł udział polskiego przemysłu w dostawach na rynek krajowy (moduły PV), ale i tak jest to udział wyższy niż w przypadku całej UE. Prawdą jest też, że największy udział w rynku PV mają mikroinstalacje, które na koniec 2020 r. stanowiły 77 proc. mocy zainstalowanej w fotowoltaice (ich liczba sięgnęła 460 tys., a łączna moc 3 GW). Ale dyskusja o przyczynach sukcesu i problemach w utrzymaniu tempa wzrostu branży (w tym instalacji prosumenckich) nie obejmuje całości zagadnień i problemów, z którymi sektor PV musi się zmierzyć.

Należy podkreślić, że opusty są tylko jednym z czynników tworzących otoczenie dla rozwoju mikroinstalacji. W latach 2016-2017, kiedy ten instrument funkcjonował rozwój mikroinstalacji uległ spowolnieniu. Rozwój prosumeryzmu nastąpił głównie w latach w latach 2019-2020 i przyniosły go kolejno: ulga w PIT i niskie stopy procentowe, dotacje "Mój prąd", odejście od "mrożenia cen energii" w taryfach "G11", wzrost (z przyczyn fundamentalnych) cen hurtowych energii i perspektywy wzrostu cen energii czynnej w taryfach co najmniej do 2030 roku. Trzeba też zauważyć, że realne ograniczenia w rozwoju fotowoltaiki istnieją i nie mają bynajmniej wiele wspólnego z istnieniem (lub nie) opustów.

Granice wzrostu

Rozwój fotowoltaiki ograniczają cztery zasadnicze czynniki: (1) ograniczony dostęp do przestrzeni pod lokalizację paneli, (2) wielkość i profil zapotrzebowania na energię elektryczną, (3) ograniczenia w zakresie możliwości przyłączania do sieci i bilansowania energii z PV, (4) ograniczenia w dostępie do krajowych technologii i bezpieczeństwo technologiczne.
Potencjał przełamywania ww. ograniczeń zależy od rozwoju technologii, w tym także tzw. enabling technologies (tu: technologie cyfryzacji i magazynowania różnych form energii), od regulacji (procedury i wymogi środowiskowe i lokalizacyjne) oraz polityk przemysłowej i energetycznej. Ww. granice przesuwają się w czasie, choć rynek prosumencki widzi przede wszystkim "tu i teraz". Z jakichś powodów polityka energetyczna i plany rozwoju sieci pomijają temat funkcjonowania prosumentów w systemie energetycznym, a sektor energetyczny spokojnie czeka na nieuniknione zderzenie Titanica ruchu prosumenckiego z górą lodową.

Potencjał i korzyści rozwoju, ale i problemy na jakie natrafi rozwój prosumeryzmu w Polsce zostały bardzo dokładnie opisane już w 2013 r. w raporcie IEO "KrajowyPlan Rozwoju Mikroinstalacji Odnawialnych Źródeł Energii do 2020 roku" i to, co wówczas napisano potwierdza się w 2021 r. Choć osiem lat temu na 2020 r. przewidziano, zakładając możliwość sprzedaży energii wg taryf gwarantowanych (bez dotacji inwestycyjnych i ulg podatkowych) 1,9 GW mocy prosumenckich (w tym 1,8 w PV) to warto wskazać na kluczowe ograniczenia, które przewidywano na 2020 r.

Odnosząc się do ww. "granic" w zakresie energetyki prosumenckiej analizy IEO wskazywały że ok. 3,7 mln budynków ma wystarczające warunki do zainstalowania mikroinstalacji OZE, co przy obecnej liczbie 0,6 mln prosumentów daje przestrzeń do rozwoju. Zapotrzebowanie na energię elektryczną rośnie i będzie rosło, także w prosumenckich gospodarstwach domowych. Wg URE 2019 r. funkcjonowało ok. 17,8 mln odbiorców końcowych, z czego 91 proc. (16,2 mln), to odbiorcy z grupy taryfowej G, w tym 15,1 mln, to odbiorcy w gospodarstwach domowych.

W perspektywie najbliższych lat granicą wzrostu pogodowozależnych instalacji PV, w tym prosumenckich, nie powinien być ich udział w pokryciu potrzeb odbiorców energii elektrycznej. W 2020 r. tylko 1,5 proc. energii elektrycznej wyprodukowanej w kraju pochodziło ze źródeł PV, a w 2025 r. energia słoneczna zapewni ok. 10 proc. energii elektrycznej. Należy też podkreślić, że łączny udział w generacji energii elektrycznej źródeł PV i wiatrowych (pogodowozależnych) w Polsce w 2020 r. był na stosunkowo niskim poziomie rzędu 10 proc., zarówno w relacji do takich krajów jak Dania - 64 proc., Niemcy - 42 proc., jak i całej UE - ponad 22 proc. Polski system energetyczny ma przestrzeń do dalszego rozwoju mocy PV, a polska energetyka potrzebuje i prosumentów i farm PV.

Jak zwiększyć potencjał rynku

Obecnie jednak największym problem jest dostęp do sieci inwestorów, w tym prosumentów, w szczególności indywidualnych. Znacznie łatwej jest o możliwości przyłączenia do sieci u tzw. prosumentów biznesowych, którzy dysponują olbrzymim i dotychczas słabo wykorzystaniem potencjałem PV, podczas gdy prosumenci indywidualni szybko zbliżają się do poziomu mocy powyżej którego dalsze utrzymanie dotychczasowego tempa wzrostu nie będzie możliwe bez inwestycji w sieci niskiego napięcia i bez rozwoju "enabling technologies".

Tu problemem jest brak danych o stanie sieci niskiego napięcia i brak planów rozwoju sieci pod kątem przyłączania i bilansowania prosumentów. W praktyce kwestie bilansowania mocy należy rozpatrywać na szczeblu operatora sieci dystrybucyjnej, biorąc pod uwagę jego proﬁle produkcji i zapotrzebowania oraz liczbę i rozkład mikroinstalacji przyłączonych do sieci na danym obszarze bilansowym. W raporcie z 2013 r. granice technicznych możliwości przyłączeniowych w sieci bez "enabling technologies" i rozwiniętej technologii smart grid przyjęto jako 15-20 mikroinstalacji PV o mocy średniej 10-15 kW na jeden obwód. Pozwoliłoby to na przyłączenie do sieci ok 10-12 proc. wszystkich odbiorców. Przy tych założeniach do sieci krajowych OSD można przyłączyć ponad 1,5 mln instalacji prosumenckich. Tę liczbę można zwiększyć promując mniejsze mikroinstalacje, ale może być ona mniejsza w przypadku nierównomiernego (np. tzw. projekty "parasolowe") i nieoptymalnego rozkładu mikroźródeł na terenie kraju (bez zwracania uwagi na wzrost napięcia w węzłach sieci; tu powinny być promowane obszary wiejskie gdzie napięcie u oddalonych odbiorców jest obecnie zaniżone). Przy aktualnej liczbie prosumentów (0,6 mln) i dalszym wzroście ich liczby (już w latach 2021-2022 liczba prosumentów przekroczy 1 mln), bez działań mitygujących wystąpią i będą się nasilać przypadki odłączania prosumentów od sieci w szczycie produkcji oraz odmowy przyłączania nowych.

Problem mitygowania powyższych ryzyk nie jest możliwy do rozwiązania bez nałożenia na OSD obowiązku wykonania, aktualizacji i publicznego udostępniania oceny zdolności przesyłowych określających możliwości przyłączania nowych źródeł rozproszonych na poziomie wszystkich stacji średniego napięcia (i źródeł rozsianych w węzłach sieci niskiego napięcia) z uwzględnieniem okresów maksymalnego obciążenia w szczytach letnich i zimowych oraz jakości energii.

Powyższe problemy (także zimą, gdy rzeczywista wydajność PV jest niewielka) narastać będą także z uwagi na obecny system rozliczania netto prosumentów z możliwością magazynowania energii w okresie rocznym w sieci z tzw. opustami, który znacząco zmniejsza bezpieczeństwo ekonomiczne funkcjonowania obecnych prosumentów (ryzyko wyłączeń) i ogranicza możliwości przyłączenia nowych prosumentów (odmowy przyłączania do sieci).

Najtańszym rozwiązaniem dla istniejących prosumentów byłoby posiadanie elektrycznego bojlera ciepłej wody, który włączałby się w sytuacji przekroczenia napięcia (groźba odłączenia). Rozwiązaniem tego problemu dla nowych prosumentów może być wdrożenie dyrektyw o wewnętrznym rynku energii w zakresie wprowadzania taryf dynamicznych (promują DSM oraz technologie magazynowania energii/ enabling technologies) oraz dyrektywy RED II, która zmienia definicję prosumenta i umożliwia mu bezpieczny udział w rynku energii. Unijna dyrektywa mówi, że prosument oznacza odbiorcę końcowego, który wytwarza energię z OZE na własne potrzeby oraz który może sprzedawać samodzielnie wytworzoną energię elektryczną. Obecna ustawa o OZE definiuje obecnie prosumenta inaczej - jako odbiorcę końcowego wytwarzającego energię elektryczną z OZE na własne potrzeby w mikroinstalacji. Dyrektywa, nie bez powodu, daje też wskazówkę (z uwagi na tworzenie rynku oraz konieczność zachowania równowagi napięciowej i częstotliwościowej, że państwa nie mają obowiązku wspierania prosumentów jeśli ogólny ich udział przekracza 8 proc. całkowitej zainstalowanej mocy. Obecna moc zainstalowana w Polsce wynosi 50 GW, a moc instalacji prosumenckich 4 GW, czyli dokładnie 8 proc.

Innowacje i planowanie zamiast krytyki

Uczące złych nawyków prawo jakim są np. opusty nie może blokować innowacji. Krytyka projektowanych przez ministerstwo klimatu przepisów bez szerszej perspektywy nie ma sensu, nie służy ani producentom ani branży. Ramy wyznaczone przez dyrektywy unijne stwarzają przestrzeń do ochrony praw nabytych i tworzenia rynku dla nowych prosumentów. Dają też branży przestrzeń do wprowadzania innowacji procesowych takich jak sectors coupling (np. rozwój magazynowania w cieple, także na dłuższe okresy), podążanie za dobowym profilem cenowym energii i instalowanie paneli PV na dachach także zorientowanych na wschód i zachód (wtedy energia byłaby produkowana od rana do wieczora, co zwiększy autokonsumpcję i odciąży sieć).

Szukając rozwiązań należy pamiętać, że wobec udokumentowanych przez IEO planów wzrostu mocy PV do 15 GW już w 2025 r. nie ma sensu krytykować ministerstwa za propozycje sprzedaży przez prosumentów energii po średniej cenie z poprzedniego kwartału, gdyż wkrótce cena bieżąca w szczycie produkcji PV spadnie do zera, lub nawet niżej. Warto jednak do gry rynkowej zachęcać większych, aktywnych prosumentów (np. o mocach źródeł 10 kW) i tu tworzy się przestrzeń do rozwoju smart grid.

Szukając rozwiązań w sferze planowania rozwoju należy prowadzić działania na rzecz zwiększenia powierzchni dostępnej pod przetworniki OZE (np. przyspieszyć rozwój agrofotowoltaiki) lub na rzecz stosowania najbardziej wydajnych paneli co byłoby też wsparciem dla produkcji w kraju nowych typów ogniw (TOPCon, HJT i ogniw tandemowych) i modułów.

Wobec ignorowania przez politykę energetyczną wyzwań związanych za zapewnieniem warunków do rozwoju OZE (i marginalizacją roli fotowoltaiki w tym dokumencie) oraz (delikatnie ujmując problem) pasywnej postawy OSD, Polska potrzebuje rządowej strategii i programu rozwoju energetyki rozproszonej co najmniej do 2035 r., a uczący się dopiero rynku prosumenci potrzebują prostych rozwiązań i stabilnego prawa. Uwaga branży PV powinna być skupiona na pracy na rzecz wprowadzenia takiej strategii do porozumienia sektorowego, zainicjowanego przez ministra klimatu i przygotowywanego ze wsparciem ministerstwa rozwoju oraz wprowadzenia rekomendacji ze strategii do krajowego planu na rzecz energii i klimatu.