Pogoda pod większą kontrolą. Nowe wymogi dla farm fotowoltaicznych i wiatrowych
Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził nową metodę określającą zakres danych wymienianych na potrzeby planowania pracy i prowadzenia ruchu Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Zmiana, wprowadzona na wniosek Polskich Sieci Elektroenergetycznych, nakłada na właścicieli komercyjnych farm wiatrowych i fotowoltaicznych nowe obowiązki pomiarowe oraz skraca rozdzielczość czasową planów pracy z godziny do 15 minut.
Decyzja z kwietnia 2026 r. zmienia wcześniejsze rozstrzygnięcie Prezesa URE z 15 marca 2019 r. (zmienione następnie w 2021 r.), zatwierdzające dokument określający zakres wymiany danych z operatorami systemów dystrybucyjnych i tzw. znaczącymi użytkownikami sieci (ang. Significant Grid Users, SGU). Podstawą prawną jest art. 40 ust. 5 unijnego rozporządzenia 2017/1485 (ang. System Operation Guideline), które zobowiązuje operatora systemu przesyłowego do określania zakresu wymiany danych w porozumieniu z OSD i SGU.
Najważniejsza merytoryczna zmiana dotyczy Modułów Wytwarzania Energii (MWE) typu C, których źródłem energii pierwotnej jest wiatr lub promieniowanie słoneczne. Jak wyjaśniły PSE w toku postępowania, MWE typu C to jednostki o mocy maksymalnej od 10 MW do poniżej 75 MW — a więc farmy wiatrowe i fotowoltaiczne zaliczane do tzw. energetyki zawodowej, działające na hurtowym rynku energii, a nie przydomowe mikroinstalacje. Dla tych jednostek nowe przepisy wprowadzają bezwzględny obowiązek przekazywania w czasie rzeczywistym pomiarów prędkości wiatru, natężenia promieniowania słonecznego oraz temperatury powietrza z miejsca lokalizacji instalacji.
Warto podkreślić istotny niuans. Analogiczny obowiązek dla mniejszych MWE typu B ma charakter warunkowy. Dokument zatwierdzony przez URE wprost zastrzega, że dane te przekazuje się „jeżeli ten pomiar jest dostępny”. Oznacza to, że dla mniejszych instalacji nie jest to nowy, bezwzględny wymóg inwestycyjny, lecz obowiązek raportowania danych już posiadanych.
PSE argumentowały w toku postępowania, że farmy wiatrowe i fotowoltaiczne będące MWE typu C są już standardowo wyposażone w zaawansowane systemy SCADA umożliwiające monitoring w czasie rzeczywistym i prognozowanie produkcji, więc pozyskanie tych danych nie powinno wymagać dodatkowych inwestycji sprzętowych. Operator wskazał też, że rosnąca ilość energii wprowadzanej do sieci z rozproszonych źródeł sprawia, iż zapewnienie obserwowalności systemu — obok jego sterowalności — stało się warunkiem koniecznym bezpiecznej pracy KSE.
15 minut zamiast godziny i zmiana adresata raportowania
Drugą istotną zmianą jest skrócenie rozdzielczości czasowej planów pracy MWE z jednej godziny do 15 minut, zgodnie z okresem rozliczania energii bilansującej. Zmienia się też schemat przekazywania danych, zarówno strukturalnych, jak i planistycznych. Podmioty zobowiązane będą przekazywać je bezpośrednio do operatora systemu, do którego sieci są przyłączone (a nie, jak dotychczas, według innego schematu), co ma uprościć i ujednolicić przepływ informacji w systemie.
Kiedy przepisy wejdą w życie?
Decyzja nie wskazuje wprost kalendarzowej daty wejścia w życie nowych zasad. Zamiast tego określa formułę: pierwszy dzień miesiąca kalendarzowego następujący po upływie dziewięciu miesięcy od dnia opublikowania decyzji w Biuletynie Informacji Publicznej URE. Licząc od daty samej decyzji (22 kwietnia 2026 r.), wychodzi na to, że nowe zasady zaczną obowiązywać od 1 lutego 2027 r.
Warto dodać, że decyzja URE nie jest jeszcze prawomocna — przysługuje od niej odwołanie do Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, chyba że PSE zrzekną się tego prawa.
Równolegle PSE informowały URE, że projekt budowy dedykowanego systemu informatycznego do wymiany danych – obejmującego Portal Wymiany Danych Strukturalnych (PWDS) oraz Portal Wymiany Danych Planistycznych (PWDP) – rozpoczęty w czerwcu 2024 roku, miał zostać uruchomiony produkcyjnie od 1 lipca 2026 r., a więc jeszcze przed wejściem w życie nowych zasad wymiany danych czasu rzeczywistego.
Nowe wymogi pomiarowe to kolejny krok w procesie, który od lat postępuje wraz ze wzrostem udziału źródeł pogodozależnych w krajowym miksie energetycznym. Operator systemu przesyłowego potrzebuje coraz precyzyjniejszej wiedzy o tym, ile energii z wiatru i słońca faktycznie popłynie do sieci w najbliższych kwadransach, a nie tylko godzinach. Dane o prędkości wiatru czy natężeniu promieniowania słonecznego wprost z lokalizacji instalacji pozwalają PSE lepiej prognozować produkcję i planować pracę systemu. co ma znaczenie zarówno dla bezpieczeństwa KSE, jak i dla ograniczania przypadków redukcji generacji z OZE wymuszanych brakiem możliwości bezpiecznego przyjęcia energii przez sieć.
Fakt, że obowiązek dla mniejszych MWE typu B pozostaje warunkowy, sugeruje, że regulator i operator starali się nie nakładać dodatkowych kosztów inwestycyjnych na mniejsze podmioty, ograniczając nowy, twardy wymóg do jednostek już dysponujących rozbudowaną infrastrukturą pomiarowo-sterowniczą. To rozróżnienie może mieć praktyczne znaczenie dla inwestorów planujących nowe farmy wiatrowe i fotowoltaiczne w najbliższych latach, zwłaszcza przy podejmowaniu decyzji o zakresie wyposażenia pomiarowego instalacji na etapie projektowania.
Patrycja Rapacka
patrycja.rapacka@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy E-Magazyny Sp. z o.o.
