Właścicielom fotowoltaiki grozi upadłość. PSE odpowiada

Coraz więcej elektrowni fotowoltaicznych nie może produkować energii z powodu redysponowania zlecanego przez PSE. Za ograniczenia w produkcji energii przysługuje prawo do wypłaty rekompensat. Właściciele wyłączanych elektrowni PV narzekają jednak, że ich wnioski o rekompensaty często pozostają nierozpatrzone, a jeśli rekompensaty są wypłacane, to ich wysokość bywa niewspółmierna do utraconych przychodów.

Nierynkowe redysponowanie to mechanizm polegający na ograniczaniu pracy odnawialnych źródeł energii na zlecenie Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE). Operator krajowego systemu elektroenergetycznego w ten sposób bilansuje podaż i popyt na energię w Polsce. Nierównowaga w tym zakresie mogłaby bowiem grozić blackoutem.

W ostatnich latach ograniczania produkcji energii z odnawialnych źródeł energii przybierają na sile. Stają się tym samym coraz większym problemem dla wytwórców zielonej energii, których instalacje są odłączane od sieci w czasie najlepszych warunków do produkcji energii.

REKLAMA

W 2024 r. redysponowanie objęło 731 GWh energii odnawialnej, z czego 597 GWh dotyczyło fotowoltaiki. Tymczasem jeszcze w 2023 r. w wyniku redysponowania zredukowano 10-krotnie niższą generację – 74 GWh.

Ostatnie dane pokazują, że w 2025 r. skala redysponowania będzie jeszcze większa. Redysponowanie zastosowane w ciągu pierwszych pięciu miesięcy tego roku objęło już niemal 590 GWh zielonej energii. Jest to wolumen o 36% wyższy niż w analogicznym okresie zeszłego roku.

Z danych think-tanku Forum Energii wynika, że w zeszłym miesiącu redysponowanie odnawialnych źródeł energii było zlecane przez PSE podczas 24 dni.

Rekompensaty nie działają?

Za redukowanie produkcji energii operatorom elektrowni wiatrowych i fotowoltaicznych przysługuje co do zasady prawo do rekompensaty. Mogą oni wnioskować do PSE o wypłatę pieniędzy utraconych z powodu redysponowania.

Przedstawiciele rynku OZE alarmują jednak, że w praktyce uzyskanie pieniędzy utraconych z powodu redysponowania jest trudne. Problemem według nich jest długi czas rozpatrywania wniosków oraz zapisy w umowach narzucane przez operatorów sieci, do których przyłączane są instalacje OZE. Polskie Sieci Elektroenergetyczne przekazały nam jednak ostatnio, że takie zapisy nie blokują możliwości uzyskania rekompensat. Redysponowanie jest bowiem stosowane z reguły nie z powodów sieciowych, których dotyczą klauzule w umowach z operatorami – ale z powodów bilansowych.

Rekompensaty niewspółmierne do utraconych przychodów?

Te wyjaśnienia nie uspokajają jednak właścicieli instalacji OZE. Po naszym ostatnim artykule na temat redysponowania odezwali się do nas operatorzy elektrowni fotowoltaicznych, którzy wskazali, jak bardzo tracą na redysponowaniu – mimo możliwości uzyskania rekompensaty. Poinformowali też o dużych opóźnieniach w rozpatrywaniu ich wniosków przez PSE.

– Jesteśmy załamani tym, co wyprawia PSE oraz operatorzy – bo wina nie leży jedynie po stronie PSE. Po pierwsze jedynie część moich wniosków złożonych ponad rok temu została rozpatrzona. Po drugie kwoty rekompensat zupełnie nie oddają utraconych przychodów, ba, nawet nie oddają kosztów koniecznych, aby farma funkcjonowała w czasie wyłączenia, ani też kosztów złożenia wniosku. Dla przykładu – za jeden dzień pracy elektrowni i potencjalne wytworzenie energii elektrycznej w ilości 8,5 MWh PSE wyliczyło rekompensatę na poziomie 4 zł – pisze w korespondencji z naszym portalem właściciel jednej z redukowanych elektrowni fotowoltaicznych.

Właścicielom farm fotowoltaicznych grozi upadłość

Inny właściciel farm fotowoltaicznych, który skontaktował się naszą redakcją, apeluje o reakcję ze strony Ministerstwa Klimatu i Środowiska. Wskazuje na grożące inwestorom z rynku PV ryzyko upadłości. Jak wylicza, w tym miesiącu – do 23 czerwca – wyłączenia objęły już 129 godzin utraconej generacji, w maju 100 godzin, a w kwietniu 95 godzin.

W czerwcu 2025 r. liczba godzin wyłączenia instalacji fotowoltaicznych wynosi 40% czasu aktywnej produkcji. Z 60% działalności wytwórczej i takich dochodów żadna firma się nie utrzyma – komentuje nasz czytelnik.

Ofiarą redysponowania padają zawsze te same instalacje?

Właściciele elektrowni fotowoltaicznych zwracają uwagę na problem wyboru elektrowni fotowoltaicznych przez operatorów sieci dystrybucyjnych, którzy muszą zredukować określoną moc instalacji przyłączonych na swoim terenie. Twierdzą, że wyłączeniu podlegają zawsze te same instalacje.

– Mają swoją listę instalacji do wyłączenia, nigdy to nie są instalacje spółek Skarbu Państwa, a zawsze małych podmiotów. Oczywiście OSD zasłaniają się poleceniami z góry, ale to nie jest prawda – komentuje jeden z inwestorów z rynku PV.

Wnioski o rekompensaty z 2024 nadal czekają na rozpatrzenie

Właściciele redukowanych elektrowni fotowoltaicznych informują, że część ich wniosków pozostaje nierozpatrzonych – ma to dotyczyć nawet wniosków składanych przed rokiem.

Zapytaliśmy PSE, czy takie zaległości faktycznie występują i jaka jest skala opóźnień w rozpatrywaniu wniosków.

Rzecznik PSE Maciej Wapiński potwierdził, że proces obsługi wniosków o wypłaty rekompensat jest czasochłonny i że nie wszystkie zeszłoroczne wnioski zostały dotąd rozpatrzone. To opóźnienie ma wynikać z dużej liczby wniosków i konieczności ich weryfikacji. Jak podkreślił przedstawiciel PSE, na czas rozpatrywania wniosków wpływa konieczność uzyskania danych od operatorów sieci dystrybucyjnych.

Maciej Wapiński wymienił przy tym następujące powody opóźnień w rozpatrywaniu wniosków o wypłatę rekompensat (WoR) za redysponowanie:

1. Brak szczegółowych zasad wykorzystania i rekompensowania redysponowania nierynkowego w regulacjach prawnych (w pierwszym okresie tylko rozporządzenie 2019/943, a od 7 września 2023 r. ustawa Prawo Energetyczne). Regulowały one te kwestie bardzo ogólnie, przez co niezbędne było zaprojektowanie i wdrożenie tych zasad przez PSE.
2. Brak dostępnych na rynku systemów informatycznych do obsługi całego procesu, przez co niezbędne było zaprojektowanie i wdrożenie przez PSE systemów informatycznych do obsługi procesu w ramach portalu do składania i obsługi wniosków o rekompensaty oraz ich wyliczania.
3. Ustalanie rekompensat na podstawie danych i informacji z wniosku właściciela OZE oraz od OSD, na podstawie zgodnych i poprawnych danych. W przypadku błędów zachodzi konieczność ich wyjaśnienia i przesłania nowych wniosków lub korekt w formularzach od OSD.
4. Przekazywanie wniosków przez część właścicieli OZE na okresy, w których OSP nie wydawał poleceń redysponowania lub OSD nie wydali danej instalacji OZE polecenia redysponowania. To wymaga dodatkowej czasochłonnej weryfikacji z OSD, czy taki wytwórca był redysponowany w związku z poleceniem OSP (co przy ograniczonych zasobach osobowych wpływa na opóźnienie rozliczenia poprawnie złożonych i kompletnych WoR).

Czy operatorzy sieci oszczędzają instalacje spółek Skarbu Państwa?

Zapytaliśmy też rzecznika PSE, czy może potwierdzić, że w ramach redysponowania wyłączane są najpierw prywatne instalacje i redysponownie nie obejmuje instalacji należących do spółek Skarbu Państwa.

Maciej Wapiński odpowiedział, że nie jest to prawda i zapewnił nas, że PSE nie wskazują do redukcji konkretnych instalacji z powodów bilansowych.

REKLAMA

PSE odnosi się do zarzutów o zaniżanie rekompensat

W korespondencji z naszym portalem rzecznik PSE ustosunkował się także do formułowanych przez wytwórców energii zarzutów o zaniżanie wysokości rekompensat. Jak przekazał Maciej Wapiński, zasady ustalania rekompensat za nierynkowe redysponowanie wytwórców OZE reguluje art. 13 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej, a także znowelizowana ustawa Prawo energetyczne.

Rzecznik Polskich Sieci Elektroenergetycznych podkreślił, że powyższe regulacje prawne zawierają jedynie ogólne zasady procedowania rekompensat. Dlatego PSE opracowały i stosują zasady wykorzystania i wynagradzania wytwórców OZE za redysponowanie nierynkowe w modelu, w którym rekompensata wypłacana jest na wniosek właściciela wytwórcy OZE, po akceptacji przekazanej przez niego informacji rozliczeniowej. Te czynności są traktowane przez PSE jako zawarcie umowy – w drodze wymiany zgodnych oświadczeń woli.

Maciej Wapiński poinformował nas, że zgodnie z ustawą Prawo energetyczne bardziej szczegółowe zasady procedowania rekompensat ma ustalić zmiana Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP). Zarówno jednak w okresie przejściowym, jak i po opracowaniu IRiESP muszą one być zgodne z postanowieniami art. 13 ust. 7 rozporządzenia UE w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej.

Przepisy rozporządzenia, na które wskazuje również ustawa w art. 9c ust. 7a ustawy, stanowią, że w sytuacji gdy dochodzi do nierynkowego redysponowania źródeł OZE, wytwórcy OZE uzyskują prawo do otrzymania rekompensaty, z wyłączeniem określonych w rozporządzeniu przypadków. Zarówno rozporządzenie, jak i ustawa nie wprowadzają przy tym legalnej definicji „rekompensaty”, zatem zasadne jest, w celu wykładni tego pojęcia, przyjęcie podstawowego, typowego znaczenia tego określenia – poinformował nas rzecznik PSE.

Maciej Wapiński powołał się przy tym na definicje obowiązujące w języku polskim, zgodnie z którymi rekompensata to:

1. «zrównoważenie lub wyrównanie braku, niedoboru lub ujemnego charakteru czegoś» lub
2. «zlikwidowanie poniesionych przez kogoś strat lub doznanych krzywd», lub
3. «to, co równoważy braki, straty lub krzywdy».

Jak podkreślił przedstawiciel PSE, w każdym z tych ujęć „rekompensata sprowadza się do redukcji szkody, kompensacji czegoś utraconego, nigdy zaś źródła przysporzenia, w tym pojawienia się nadwyżki względem sytuacji wyjściowej”.

Co wynika z Prawa energetycznego?

Rzecznik PSE wskazuje, że ustawa Prawo energetyczne stwierdza jedynie, że podmiot redysponowany nierynkowo podlega rekompensacie finansowej, „o której mowa w art. 13 ust. 7 rozporządzenia 2019/943”. Natomiast w art. 13 ust. 7 rozporządzenia nie określono szczegółowo sposobu ustalenia rekompensaty, ale zawarte zostały wariantowe reguły, które nakazują rekompensować wytwórcy utracone korzyści, które osiągnąłby, gdyby do nierynkowego redysponowania nie doszło. Należy zatem uznać, że ogólną zasadą wynikającą z art. 13 ust. 7 rozporządzenia jest ustalenie rekompensaty w taki sposób, by zapewnić neutralność finansową poprzez naprawienie szkody, którą wytwórca OZE ponosi w związku z nierynkowym redysponowaniem.

Jak napisał w korespondencji z naszym portalem Maciej Wapiński, potwierdzenie tej zasady jest bezpośrednio zawarte w art. 13 ust. 7 rozporządzenia, zgodnie z którym rekompensowanie nie może prowadzić do nieuzasadnienie niskiej lub nieuzasadnienie wysokiej rekompensaty.

W ocenie rzecznika PSE zgodnie z obowiązującymi regulacjami prawnymi strata ponoszona przez wytwórcę OZE, którego produkcja energii elektrycznej została nierynkowo ograniczona, może składać się z dwóch elementów: braku przychodów ze sprzedaży zredukowanego wolumenu energii elektrycznej lub/i braku przychodów z systemów wsparcia.
.
.

.

Jak tłumaczy Maciej Wapiński, rekompensata w części braku przychodów ze sprzedaży zredukowanego wolumenu energii elektrycznej ustalana jest jako iloczyn niewyprodukowanej energii elektrycznej w związku z realizacją polecenia nierynkowego redysponowania oraz Ceny Rozliczenia Odchylenia (CRO), a od 14 czerwca 2024 r. Ceny Energii Niezbilansowania (CEN), przy czym w sytuacji gdy cena ta jest mniejsza od zera, rekompensata w tej części powinna wynosić zero.

Przyjęcie ww. cen z rynku bilansującego ma wynikać z ogólnych zasad ustalania rekompensat oraz faktu, że zgodnie z obowiązującymi regulacjami dotyczącymi funkcjonowania krajowego rynku energii elektrycznej umowy sprzedaży energii elektrycznej są przyjmowane do realizacji na rynku bilansującym.

PSE: Kalkulacja rekompensat w pełni zgodna z prawem

Maciej Wapiński tłumaczy, że w przypadku niewyprodukowania energii elektrycznej w ilości odpowiadającej umowie sprzedaży energii, w szczególności na skutek nierynkowego redysponowania, brakująca ilość energii elektrycznej w stosunku do zobowiązania wynikającego z USE jest rozliczana na rynku bilansującym. Rozliczenie to jest dokonywane na podstawie ceny CRO/CEN. Koszt przedmiotowego rozliczenia stanowi więc dodatkowe obciążenie związane z realizacją umowy sprzedaży energii, stąd powinien być on przedmiotem rekompensaty.

Obecnie analogiczne uwarunkowania mają miejsce w przypadku, gdy wytwarzana energia elektryczna nie jest objęta umowami sprzedaży energii zgłoszonymi do realizacji na rynku bilansującym. W takim przypadku jest ona wprowadzana na rynek bilansujący i rozliczana na tym rynku według ceny CRO/CEN. W konsekwencji w sytuacji niewyprodukowania przez wytwórcę energii elektrycznej w pełnej ilości na skutek redysponowania poniesione straty odpowiadają utraconym przychodom z rynku bilansującego przy wartości energii elektrycznej równej cenie CRO/CEN – tłumaczy Maciej Wapiński.

Rzecznik PSE wnioskuje, że opisane wyżej zasady kalkulacji części rekompensaty dotyczącej utraconego przychodu ze sprzedaży energii elektrycznej są w pełni zgodne z obowiązującymi w Polsce regulacjami prawnymi, gdyż „skutkują wartością rekompensaty w wysokości zapewniającej neutralność finansową uczestników rynku”.

Kalkulowana w powyżej opisany sposób rekompensata w części dotyczącej utraconego przychodu ze sprzedaży energii elektrycznej w całości znosi skutek redysponowania, spełniając tym samym wymaganie, by rekompensata nie była nieuzasadnienie niska albo nieuzasadnienie wysoka. Przyjęty sposób ustalania rekompensat zapewnia neutralność finansową zarówno dla wytwórców dokonujących sprzedaży na podstawie tzw. umów grafikowanych (pay as nominated), jak i tzw. umów niegrafikowanych, licznikowych (pay as produce) – komentuje Maciej Wapiński.

Piotr Pająk

piotr.pajak@gramwzielone.pl

© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy Gramwzielone.pl Sp. z o.o.