Są pierwsze pozytywne decyzje dotyczące rekompensat za wyłączenia OZE

Nierynkowe redukcje mocy instalacji fotowoltaicznych trapiły latem tego roku polskie spółki OZE. Pierwsze firmy otrzymują pozytywne decyzje o rekompensatach i zdradzają skalę zjawiska.

Przed rozwojem jednego z najbardziej perspektywicznych sektorów, a więc fotowoltaiki, mogą się pojawić duże rynkowe wyzwania: redukcje mocy instalacji fotowoltaicznych na polecenie Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE). Do takich redukcji doszło już w tym roku kilkadziesiąt razy. To zmniejsza przychody firm – ale przysługują im rekompensaty.

Zgodnie z zapisami umowy przyłączeń instalacji do sieci, jeśli redukcje mocy są sporadyczne, to rekompensaty nie przysługują. Inaczej jest, jeśli wyłączenia są częścią działań systemowych, choć rozmowy na ten temat nie są łatwe. Postrzeganie rekompensat u operatorów powoli się jednak zmienia.

Wpływ wyłączeń na przychody firmy

Na konferencji wynikowej Grenevii za I półrocze br. o skalę zjawiska redukcji OZE zostali zapytani przedstawiciele sektora OZE tej firmy. – Koszt nierynkowych wyłączeń dla przykładu w lipcu wynosił 150 tys. zł. Ta kwota pomniejszyła nasz przychód na produkcji energii elektrycznej z farm fotowoltaicznych. Dla porównania nasze przychody z tego tytułu wynosiły ponad 10 mln zł. To poniżej 1,5 proc. utraty przychodów – mówi wiceprezes ds. finansowych Projekt Solartechnik - spółki z Grupy Grevevia, Lucjan Augustyn.

Dotychczas najwięcej wyłączeń było w maju, kiedy sporo wiało, a już mocniej świeciło słońce. Jednocześnie zużycie energii nie było jeszcze tak wysokie jak w lecie. – Wówczas poziom utraty przychodu w maju wynosił kilkanaście procent. Patrząc na cały rok, średnia roczna wynosi ok. 2 proc. – wylicza.

Odnotowuje on jednak postęp w rozmowach z operatorami sieci. – Dotychczas otrzymywaliśmy odmowy rekompensat, a teraz powoli zaczynamy otrzymywać pozytywne decyzje. Jedyny spór, jaki dzisiaj jest z operatorami, dotyczy ich wysokości oraz sposobu rozliczeń, a więc czy rekompensaty rozliczać w oparciu rynek dnia bieżącego czy o notowania rynku dnia następnego. Trzeba jednak pamiętać, że rekompensaty nie są wysokie, bo dotyczą wyłączeń instalacji OZE, wówczas kiedy cena spada – dodaje Augustyn.

Jednak nie wszędzie te rekompensaty ruszyły. O tożsamą sprawę pytaliśmy ostatnio także wiceprezesa Polenergii Piotra Maciołka na konferencji wynikowej Polenergii za I kw. 2024 r. – To bardzo złożony problem i zależy, o jakim projekcie mówimy i jaką podpisaną umowę z Operatorem Sieci Dystrybucji ma dana instalacja OZE. Trudno nam jednoznacznie określić wysokość tych rekompensat, bo indywidualnie zależą one od danego projektu. Tam, gdzie tylko możemy, wnioski o rekompensaty składamy. Dotychczas nie dostaliśmy żadnych rekompensat, mimo że pierwsze nierynkowe redukcje OZE pojawiły się w poprzednim roku. Rozmowy z PSE trwają – mówił niedawno wiceprezes Maciołek.

Magazyny energii nadal nieopłacalne

Grupa Grenevia zwiększyła moc projektów magazynów energii z warunkami przyłączeniowymi o 1,6 GW – do 1,8 GW w I półroczu 2024 r. Lucjan Augustyn  zastrzegł, że w obecnych warunkach rynkowych realizacja magazynów energii nadal pozostaje nieopłacalna.

– Magazyny energii mamy na bardzo wczesnym etapie rozwoju, jeszcze przed decyzjami środowiskowymi. Co do ich realizacji, to sama budowa magazynów, bez wsparcia, jest dziś przy naszym koszcie kapitału nieopłacalna, bo okres zwrotu jest dłuższy niż termin wymiany baterii. Jednak koszt inwestycji do etapu RTB (ready to build – gotowe do budowy – red.) to grubo poniżej 10 proc. całości nakładów, a jednocześnie na rynku pojawiły się transakcje za projekty tego typu na etapie RTB za ponad 360 tys. euro za 1 MW. Dlatego na pewno chcemy doprowadzić nasze projekty do etapu RT – dodał Augustyn wskazując, że planowane zmiany w ustawie o rynku mocy (system wsparcia) pod kątem magazynów energii nie poprawią tej opłacalności. 

W sumie Grupa Grenevia miała na koniec czerwca br. łączny portfel projektów OZE o mocy 5,33 GW (o 635 MW więcej niż na koniec 2023 r.), w tym 192 MW podłączone do sieci, 79 MW w budowie, 286 MW przygotowane do budowy oraz blisko 4,8 GW w rozwoju (w tym 587 MW w Niemczech).