Przygotowane przez Ministerstwo Klimatu zmiany w projekcie, szczególnie określenie długoterminowego harmonogramu udzielania wytwórcom OZE wsparcia obejmującego jako punkt odniesienia cztery kolejne lata oraz przedłużenie systemu aukcji, Stowarzyszenie ocenia pozytywnie. Jednak negatywnie należy ocenić potwierdzenie na poziomie ustawy dotychczasowej praktyki dotyczącej sposobu określania łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej instalacji OZE poprzez wskazanie, że moc zainstalowana elektryczna instalacji odnawialnego źródła energii oznacza łączną moc znamionową czynną podaną przez producenta na tabliczce znamionowej generatora, modułu fotowoltaicznego lub ogniwa paliwowego.

Dotychczas w przypadku farm słonecznych przeważająca część operatorów sieci dystrybucyjnych określała moc przyłączeniową w umowach zawieranych z inwestorami na podstawie mocy znamionowej inwerterów, co jest standardowym parametrem dla tego typu przyłączy.

Określenie w umowie takiej samej mocy zainstalowanych paneli fotowoltaicznych, choć już wcześniej praktykowane przez niektóre spółki dystrybucyjne, jest nie tylko niezgodne ze sztuką inżynierską, ale i nieefektywne ekonomicznie oraz systemowo. Charakterystyka pracy instalacji odnawianych źródeł energii, zwłaszcza tych zależnych od warunków pogodowych, prowadzi do konkluzji, że moc zainstalowana, w rozumieniu nominalnej mocy generatora lub ogniw fotowoltaicznych, nie jest zbieżna i tożsama z mocą, która w istocie jest wprowadzana do sieci elektroenergetycznej. Dlatego określanie mocy zainstalowanej farmy fotowoltaicznej jako sumy mocy zainstalowanej paneli godzi znacząco w efektywność ich funkcjonowania, ze względu na nieracjonalność ekonomiczną wymuszonych takimi zapisami w umowach przyłączeniowych. Jeżeli umowa przyłączeniowa dopuszcza przyłączenie źródła o mocy 1 MW, to taka powinna być moc maksymalna przyłączanego do sieci inwertera. Z punktu widzenia sieci elektroenergetycznej nie ma znaczenia ilości paneli przyłączonych do inwertera, a jedynie sam inwerter. To w tym miejscu należy, biorąc pod uwagę uwarunkowania techniczne funkcjonowania elektrowni PV, ustawiać ograniczenie mocy maksymalnej oddawanej do sieci z danej instalacji. Przykładowo dla instalacji składającej się z paneli fotowoltaicznych o sumarycznej mocy nominalnej 1 MW stosuje się, zgodnie z zasadami sztuki inżynierskiej, inwertery o mocy znamionowej ok 0,8 MW (moc przyłączeniowa) i taką moc instalacja faktycznie oddaje do sieci. Moc zainstalowanych paneli fotowoltaicznych produkujących prąd stały nie ma żadnego wpływu na warunki pracy sieci prądu zmiennego, gdyż to parametry techniczne inwertera określają, jaka moc elektryczna wytworzona przez panele fotowoltaiczne faktycznie trafia do sieci. Nie ma możliwości, żeby w przypadku zainstalowania inwertera o mocy 0,8 MW do sieci trafiła większa moc, nawet jeśli takowa mogłaby być wytworzona w panelach fotowoltaicznych, gdyż uniemożliwiają to zabezpieczenia mocowe samego inwertera.

Zatem kwestie ilości i mocy paneli należy pozostawić w gestii inwestorów, gdyż nie ma to wpływu na pracę sieci i operatora, a ma wpływ na produktywność instalacji, a zatem na jej opłacalność i jednocześnie ilość energii jaką dna instalacja jest w stanie wyprodukować, a następnie, jaka mogłaby być wykazana w statystykach dotyczących ilości energii z OZE uzyskiwanej w Polsce. Traktowanie mocy przyłączeniowej jako sumy mocy zainstalowanej paneli oznacza utratę około 20% wolumenu produkcji danej instalacji, jaka mogłaby zostać dostarczona do sieci.

Tym samym, zdaniem PSF potencjalne ryzyko utraty takiego wolumenu produkcji energii fotowoltaicznej z systemu elektroenergetycznego stanowi poważne zagrożenie w kontekście realizacji założonych celów OZE. Polska potrzebuje w tym kontekście szybkiego przyrostu dużych mocy w najbliższych latach, a w związku z kilkuletnią luką technologiczną dotyczącą przyrostu potencjału wiatrowego, jedynym obszarem sektora OZE gdzie tego typu duże przyrosty mocy mogłyby nastąpić jest obecnie energetyka słoneczna. Uważamy zatem, że nie można pozwolić, aby znaczna część potencjału rozwojowego PV została zmarnowana na skutek wątpliwych prawnie i technicznie praktyk niektórych operatorów sieci dystrybucyjnej.

W związku z powyższym Polskie Stowarzyszenie Fotowoltaiki stoi na stanowisku, że moc przyłączeniowa farm fotowoltaicznych w umowach przyłączeniowych powinna być określana na podstawie mocy znamionowej inwerterów.

PSF proponuje ponadto dodanie art. 39 ust. 11 do omawianego projektu ustawy w brzmieniu:

„Zmiana wartości udzielonej pomocy inwestycyjnej, otrzymanej przez wytwórcę o którym mowa w art. 72 ust. 1, po dniu złożenia oświadczenia, o którym mowa w art. 79 ust. 3 pkt 9, którego oferta wygrała aukcję, polegająca na obniżeniu wartości tej pomocy, powoduje zmianę wartości ceny skorygowanej poprzez jej podniesienie.”

W obowiązującym stanie prawnym, ustawa o OZE nie przewiduje mechanizmu podniesienia ceny skorygowanej, w sytuacji gdy wytwórca skorygował cenę, po dacie wygranej aukcji, w oparciu o art. art. 39 ust. 7 ustawy o OZE, a następnie nastąpiła zmiana wartości pomocy publicznej poprzez jej obniżenie.

W myśl art. 39 ust. 7 Ustawy o OZE przedsiębiorca, który wygrał aukcje jest zobowiązany, po dniu złożenia oświadczenia, o którym mowa w art. 79 ust. 3 pkt 9, w razie uzyskania pomocy inwestycyjnej, lub w razie gdy jej wartość wzrośnie, do przekazania Prezesowi URE ceny skorygowanej. Przepis natomiast nie kształtuje prawa wytwórcy do zmiany ceny skorygowanej poprzez jej podniesienie, w sytuacji gdyby uzyskana pomoc publiczna uległa obniżeniu w późniejszym okresie. 

Powyższy problem zgłaszają nam m.in. przedsiębiorcy, którzy po wygraniu aukcji, zawarli z wojewódzkim Funduszem ochrony środowiska umowę pożyczki lub zawarli umowę o dofinansowanie (moment otrzymania pomocy publicznej), które to następnie zostały aneksowane, w wyniku czego kwota pożyczki (dofinasowania) uległa obniżeniu – w takiej sytuacji brak podstawy prawnej do ponownej korekty ceny, czyli jej podwyższenie, z uwagi na zmniejszenie wartości pomocy publicznej.    

Konieczność wprowadzenia proponowanych zmian jest odpowiedzią na szybko zmieniające się warunki rynkowe, w szczególności spadku cen modułów fotowoltaicznych, inwerterów, konstrukcji wsporczych, jak również usług budowlanych. W wyniku bieżącej weryfikacji harmonogramu rzeczowo-finansowego w trakcie realizacji przedsięwzięcia wytwórca stoi przed koniecznością obniżenia wartości udzielonej pomocy publicznej, co powinno być uwzględnione przy ustalaniu ceny skorygowanej, która będzie obowiązywać wytwórcę przez okres wsparcia. Obowiązujący stan prawny stoi w sprzeczności z zasadą maksymalnej pomocy publicznej, i może prowadzić do nierównego traktowania wytwórców, którzy uzyskali pomoc publiczną po wygranej aukcji.

Polskie Stowarzyszenie Fotowoltaiki

Harmonogram aukcji OZE, przedłużenie wsparcia dla mikroinstalacji i ułatwienia dla procesu inwestycyjnego instalacji do 1 MW – takie zmiany zaproponowało Ministerstwo Klimatu w projekcie zmian ustawy o odnawialnych źródłach energii.

Ministerstwo Klimatu chce określenia długoterminowego harmonogramu udzielania wytwórcom OZE wsparcia na cztery kolejne lata. W tym celu ma zostać wprowadzona delegacja ustawowa do wydania rozporządzenia określającego ilości i wartości energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, które mogą zostać sprzedane w drodze aukcji w latach kalendarzowych 2022–2026. Ilość i wartość nie będą mogły zostać zmniejszone. W opinii resortu pozwoli to stworzyć przewidywalne ramy rozwoju sektora OZE w następnych latach i stworzyć stabilną perspektywę inwestycyjną.

Przypomnijmy, że w kwietniu Polskie Stowarzyszenie Fotowoltaiki zaapelowało rządu o opublikowanie harmonogramu aukcji OZE, argumentując to potrzebą gwarancji przewidywalność i bezpieczeństwa w obszarze nowych inwestycji. W opinii PSF bez zagwarantowania stabilności i ciągłości trwania systemu aukcyjnego dla odnawialnych źródeł energii przedsiębiorcy nie mają możliwości planowania nowych projektów.

Projekt zmian w ustawie o OZE autorstwa Ministerstwa Klimatu odnosi się ponadto do trzech innych obszarów. Po pierwsze, ograniczenia obowiązków koncesyjnych dla przedsiębiorców wykonujących działalność gospodarczą w zakresie małych instalacji, przez podniesienie progu łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej lub mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu instalacji odnawialnego źródła energii określonych jako małe instalacje.

Drugim niezwykle ważnym zagadnieniem – jak podkreśla resort klimatu – jest potwierdzenie na poziomie ustawy dotychczasowej praktyki dotyczącej sposobu określania łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej instalacji odnawialnego źródła energii. Projekt dokonuje ujęcia w przepisach jednego z kluczowych elementów systemu aukcyjnego„mocy zainstalowanej elektrycznej” danej instalacji, determinującej udział we właściwym koszyku aukcyjnym.

Trzecim obszarem zmian jest przedłużenie maksymalnego okresu: obowiązywania mechanizmu rozliczeń „opustu” w ramach systemu prosumenckiego; obowiązku zakupu niewykorzystanej energii elektrycznej przez mikroinstalacje OZE działające poza systemem prosumenckim; obowiązku zakupu niewykorzystanej energii elektrycznej po stałej cenie albo prawa do dopłaty do ceny rynkowej energii elektrycznej w ramach systemów FIT oraz FIP; obowiązku zakupu energii elektrycznej po stałej cenie albo prawa do dopłaty do ceny rynkowej energii elektrycznej w ramach systemu aukcyjnego do dnia 30 czerwca 2045 r.

Polskie Stowarzyszenie Fotowoltaiki

fot. Pixabay