Minął już prawie rok od wprowadzenia ustawy z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, dlatego warto przyjrzeć się, jak zjawisko redysponowania nierynkowego „rozwinęło się” w polskim sektorze energetycznym.
Czym jest redysponowanie?
Redysponowanie (ang. redispatching) to termin mający swoje źródło w prawie UE, a dokładnie w rozporządzeniu z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej („Rozporządzenie 2019/943”). W myśl przywołanego aktu prawa wspólnotowego redysponowanie oznacza środek, w tym ograniczanie wytwarzania, aktywowany przez jednego lub większą liczbę operatorów systemów przesyłowych lub operatorów systemów dystrybucyjnych, polegający na zmianie schematu wytwarzania, obciążenia, lub obu, aby zmodyfikować przepływy fizyczne w systemie przesyłowym i zmniejszyć fizyczne ograniczenia przesyłowe lub w inny sposób zapewnić bezpieczeństwo systemu.
W praktyce redysponowanie obejmuje wszelkie przysługujące przedsiębiorstwom sieciowym mechanizmy, których stosowanie ma na celu zagwarantowanie dwóch podstawowych zasad jakimi kieruje się operator systemu przesyłowego („OSP”). Pierwsza, to zapewnienie bezpieczeństwa pracy krajowego systemy elektroenergetycznego („KSE”). Druga to zapewnienie tego bezpieczeństwa jak najtańszym kosztem, przy czym jest to zasada podrzędna względem pierwszej. Rodzaje mechanizmów redysponowania podzielić należy na te, których stosowanie oparte jest na zasadach rynkowych oraz te których stosowanie nie opiera się na nich.
Właśnie ten drugi rodzaj redysponowania – redysponowanie nierynkowe – zaczął być stosowany na tyle często przez OSP w bieżącym roku, że nie sposób pominąć jego skutków dla podstawowej działalności wytwórców w instalacjach OZE, w szczególności w instalacjach fotowoltaicznych. Dla takich wytwórców bowiem, redysponowanie nierynkowe oznacza w przeważającej ilości przypadków po prostu utratę przychodu ze sprzedaży energii elektrycznej, a ewentualne rekompensaty finansowe z tego tytułu, jedynie z samej nazwy stanowią rekompensatę, ponieważ sposoby wyliczania jej wysokości przez OSP budzi daleko idące zastrzeżenia. Ale od początku…
Redysponowanie w przepisach krajowych
Zasady i mechanizmy redysponowania zostały implementowane do polskiego porządku prawnego przez ustawę z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, która weszła w życie 7 września 2023 r. („Ustawa nowelizująca”). Mimo działań podjętych w celu dostosowania otoczenia prawnego do tego mechanizmu, praktyczne ich stosowanie budzi wiele kontrowersji i pytań wśród uczestników rynku.
Ustawa nowelizująca w przepisach przejściowych nałożyła na operatorów sieciowych obowiązek dostosowania ich instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej albo dystrybucyjnych do wprowadzanych do Prawa energetycznego regulacji dotyczących redysponowania (nierynkowego). OSP miał na to 12 miesięcy od wejścia w życie Ustawy nowelizującej, operatorzy systemów dystrybucyjnych („OSD”) natomiast 4 miesiące od zmiany swojej instrukcji przez OSP. Na dzień sporządzenia niniejszego artykułu OSP – Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. oraz najwięksi krajowi OSD zaktualizowali już instrukcje w powyższym zakresie. W międzyczasie natomiast, przepisy przejściowe, zamiast określać przynajmniej wytyczne co do sposobu wyliczania wysokości rekompensat finansowych, wskazują, że rekompensatę oblicza się i wypłaca na podstawie umowy określającej jej wysokość zawartej pomiędzy operatorem wydającym polecenie a wytwórcą. Ta regulacja okresu przejściowego wydaje się że de facto wytyczyła też operatorom kierunek zmian instrukcji ruchu i eksploatacji sieci. Próżno w ich zmienionych postanowieniach szukać bowiem określenia zasad, stricte regulujących sposób wyliczania wysokości rekompensat finansowych, mowa jest natomiast znowu o rozliczaniu finansowym na podstawie odrębnych umów zawieranych pomiędzy właściwym operatorem (wydającym polecenie redysponowania) a wytwórcą stosującym się do tego polecenia.
Brak precyzyjnych regulacji
W opinii Polskiego Stowarzyszenia Fotowoltaiki wprowadzone przepisy dotyczące redysponowania są niezgodne z prawem unijnym1. Wątpliwości dotyczą m.in. wprowadzonych na mocy Ustawy nowelizującej przepisów dotyczących sposobów i podstaw wyznaczania jednostek wytwórczych, które obejmie redysponowanie danego dnia. Zgodnie z wyliczeniami ekspertów obecnie najczęściej redysponowaniu podlegają instalacje fotowoltaiczne2. Zgodnie z informacjami podanymi w przywołanym raporcie do połowy maja bieżącego roku wymuszone wyłączenia, jedynie instalacji fotowoltaicznych, objęły ponad 350 GWh - prawie 10 razy więcej niż w poprzednim roku. Ponadto zgodnie z przytoczoną publikacją całkowita wielkość energii objętej redysponowaniem w 2024 r. może wzrosnąć z 400 GWh nawet do 1 TWh3.
Wskazuje się, że główny problem redysponowania dla wytwórców w instalacjach OZE stanowi fakt, że przymusowe wyłączanie instalacji przez operatora jest rozwiązaniem bilansującym system, a nie rozwiązującym przyczyny przeciążenia. W konsekwencji stanowi to zagrożenie dla krajowej transformacji energetycznej i ogranicza dynamiczny jak dotąd rozwój rynku OZE w Polsce. Polskie Stowarzyszenie Fotowoltaiki ocenia, że za kilka lat cena odszkodowań za przymusowe wyłączanie może sięgnąć nawet kilkuset milionów złotych rocznie4.
Brak adekwatnych rekompensat
Zgodnie z powszechnie obowiązującymi przepisami operatorzy sieci mają obowiązek finansowej rekompensaty na rzecz wytwórcy energii elektrycznej w przypadku nierynkowego redysponowania danej instalacji. W praktyce jednak obliczenie jej wysokości wiąże się z niejasnościami. Abstrahując już od treści art. 13 ust. 7 Rozporządzenia 2019/943 w zakresie wskazówek ustawodawcy unijnego, jakkolwiek nieprecyzyjnych, cenami którego rynku należy się posiłkować dla wyliczania wysokości rekompensat finansowych, warto mieć na uwadze, że redysponowanie nierynkowe za zapłatą rekompensaty finansowej jest taką samą, jak każda inna usługa pozyskiwana przez danego operatora. Za jej wykonanie natomiast, winno przysługiwać wynagrodzenie co najmniej w takiej wysokości, jaka odpowiadałaby przychodowi danego wytwórcy, który osiągnąłby generując i sprzedając energię elektryczną w toku zwykłego prowadzenia działalności, gdyby nie został redysponowany.
Na marginesie jedynie trzeba mieć też na uwadze, że nie każdy wytwórca objęty redysponowaniem będzie mógł ubiegać się o uzyskanie rekompensaty finansowej. Wyłączeni z możliwości ubiegania się o rekompensatę finansową są wytwórcy, którzy zaakceptowali w umowie o przyłączenie klauzulę niegwarantującą niezawodnych dostaw energii. Klauzule takie, zamiast stanowić wyjątki, są – zgodnie z naszymi doświadczeniami – wprowadzane obecnie przez operatorów do umów o przyłączenie do sieci jako standardowe (o ile nie występuje odmowa wydania warunków przyłączenia).
Przeszkoda w osiągnięciu celów UE
Obecnie rozwój w sektorze wytwórców energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych koncentruje się głównie na obszarach bogatych w zasoby o najwyższych współczynnikach wydajności, nie biorąc pod uwagę topologii sieci5. Może to prowadzić do rozbieżności systemowych, ponieważ obszary, na których koncentruje się wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych, niekoniecznie pokrywają się z miejscami, w których występuje faktyczne zapotrzebowanie na nią. Potrzeba przesyłania wytworzonej energii elektrycznej w danej strefie może zatem regularnie przekraczać dostępną przepustowość sieci.
Nieskoordynowane lokowanie źródeł wytwórczych znacznie zwiększy potrzebę redysponowania, ponieważ sieci będą coraz bardziej niezdolne do pełnego przesyłania całej dostępnej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Zdaniem ekspertów w ten sposób nawet 310 TWh energii ze źródeł odnawialnych może zostać niewykorzystanych ze względu na ograniczenia w sieci w 2040 r. jeśli sieć przesyłowa będzie rozwijana w dotychczasowym tempie6.
