Obszary działalności

Rekompensaty finansowe z tytułu Redysponowania Nierynkowego instalacji PV

Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (dalej: PSE S.A.) wydają polecenia zaniżenia wytwarzania energii elektrycznej (dalej: „Polecenia” lub „Redysponowanie Nierynkowe”) w instalacjach fotowoltaicznych (dalej: Instalacje PV) przyłączonych do krajowego systemu elektroenergetycznego, gdy jest to niezbędne dla zapewnienia jego bezpiecznej pracy. Polecenia są wydawane przez OSP (Operatora Systemu Elektroenergetycznego) na podstawie art. 9c ust. 7a ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 roku Prawo energetyczne (t. j. Dz.U. z 2022 roku, poz. 1385 z późn. zm., dalej: PE), z uwzględnieniem art. 30 ust. 5 ustawy z dnia 28 lipca 2023r.  o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2023r. poz. 1681).

Właściciele Instalacji PV, które zrealizowały Polecenia, mają prawo do rekompensaty finansowej z tytułu niewyprodukowania energii elektrycznej w ilości, w jakiej zostałaby ona wyprodukowana w przypadku niewydania Polecenia przez PSE S.A. (dalej: „Rekompensata”). Rekompensata będzie wypłacana na podstawie art. 13 ust. 7 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 roku w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej, z uwzględnieniem zasad określonych w art. 30 ust. 5 i 6 PE. Aktualne wzory dokumentów stanowiących kompletny Wniosek o rekompensatę, który należy złożyć do PSE S.A. na adres poczty elektronicznej: RedysponowanieNierynkowePV@pse.pl zamieszczono poniżej w sekcji ,,Aktualne wzory dokumentów”.

PSE S.A. informują, że w dniu 7 września 2023 roku weszła w życie zmiana ustawy z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii (Dz.U.2023.1436), w rezultacie której na podstawie art. 93 ust. 18 tej ustawy, z zastrzeżeniem ustępu 19, wytwórca ma obowiązek w terminie 14 dni od daty wydania polecenia (o którym mowa w art. 9c ust. 7a lub 7b ustawy - Prawo energetyczne) poinformowania operatora, do którego sieci jest przyłączony, czy i jaka część zredukowanej energii powinna zostać rozliczona w systemie wsparcia. Zgodnie z ww. przepisami, w przypadku nieprzekazania przez wytwórcę powyższej informacji w terminie 14 dni od daty wydania polecenia, zredukowana energia nie zostanie zaliczona do realizacji zobowiązania wynikającego z aukcyjnego systemu wsparcia. W związku z powyższym, brak przekazania ww. informacji w ustawowym terminie będzie skutkował tym, że zredukowana energia nie zostanie uwzględniona w wyliczeniu rekompensaty finansowej w części dotyczącej utraconych przychodów z aukcyjnego systemu wsparcia.

PSE S.A. informują również, że w związku z wejściem w życie w dniu 7 września 2023 roku zmian ustawy z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii (Dz.U.2023.1436), dla Redysponowań Nierynkowych instalacji PV, które miały miejsce po 7 września 2023 roku nie ma obowiązku przekazywania do Zarządcy Rozliczeń S.A. upoważnienia do przekazania niezbędnych danych do wyliczenia rekompensaty finansowej.

Dodatkowe informacje na temat zagadnień dotyczących Rekompensat można uzyskać wysyłając pytanie pod adres poczty elektronicznej: RedysponowanieNierynkowePV@pse.pl. 

 

Aktualne wzory dokumentów

Ta sekcja zawiera warunki składania Wniosku o rekompensatę oraz aktualne wzory dokumentów stanowiących kompletny Wniosek o rekompensatę.

  1. Warunki składania Wniosku o rekompensatę (aktualizacja dokumentu, 27.05.2024 r.)
  2. Wzory dokumentów:
  3. Filmy instruktażowe:
 
 

Komunikaty dot. redysponowań nierynkowych instalacji PV

Z ww. komunikatów zostały usunięte załączniki. Odpowiednie załączniki należy pobierać z sekcji Aktualne wzory dokumentów.
 

 

Stosowane zasady wyliczeń rekompensaty za nierynkowe redysponowanie PV

Ta sekcja zawiera zasady wyliczeń rekompensaty za nierynkowe redysponowanie PV oraz ceny stosowane do wyznaczenia wysokości rekompensaty o których mowa w zasadach.

Z uwagi na bardzo dużą liczbę składanych Wniosków o Rekompensaty, jak również bardzo dużą liczbę błędnie wypełnianych wniosków (błędy dotyczą w szczególności danych pomiarowych, braku korelacji produkcji energii z pomiarami natężenia promieniowania słonecznego), w celu usprawnienia procesu wyliczania rekompensat wprowadzono zmiany Zasad wyliczania rekompensaty finansowej.  Zmienione Zasady wyliczania rekompensaty finansowej nie dotyczą merytorycznych zasad jej wyliczania, ale sposobu postępowania w procesie wyliczania rekompensat i znajdują się w sekcji Aktualne wzory dokumentów.

Zmienione Zasady wyliczania rekompensaty finansowej będą miały zastosowanie do Wniosków o Rekompensaty, w stosunku do których w 2024 roku zastosowane zostało lub będzie zastosowane redysponowanie nierynkowe instalacjami PV oraz do Wniosków o Rekompensaty, w stosunku do których w 2023 roku zastosowane zostało redysponowanie nierynkowe instalacjami PV, których rozpatrywanie nie zostało zakończone.  

 

 Dokumenty Archiwalne

 

 

Informacja nt. redysponowania nierynkowego odnawialnych źródeł energii elektrycznej w celu równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię

1. Wstęp

Poniżej opisano uwarunkowania stosowania środka w postaci redysponowania nierynkowego odnawialnych źródeł energii elektrycznej (OZE) oraz reguły, na podstawie których redysponowanie jest dokonywane. Dotyczy on w głównej mierze reguł odnoszących się do OZE przyłączonych do sieci o napięciu poniżej 110 kV, gdyż grupa ta obejmuje największą liczbę źródeł i cechują się pewną złożonością ze względu na stosowanie zgodnie z przepisami prawa kilku kryteriów kwalifikacji OZE do redysponowania.

2. Zarządzanie krajowym systemem elektroenergetycznym przy wysokiej generacji OZE

PSE S.A. są operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego w Polsce (OSP) i odpowiadają m.in. za bilansowanie Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE), czyli dostosowywanie wielkości produkcji energii elektrycznej do zużycia energii elektrycznej. System elektroenergetyczny musi być zbilansowany w każdej jednostce czasu. Jeżeli w danej chwili produkcja energii elektrycznej jest za mała albo za wysoka w stosunku do jej zużycia, dochodzi do odchyłki częstotliwości w systemie oraz nieplanowych przepływów mocy na połączeniach transgranicznych. To z kolei może doprowadzić do niekontrolowanych wyłączeń elementów systemu i w konsekwencji do awarii skutkującej przerwami w dostawach energii elektrycznej.  Dlatego planując pracę na każdy kolejny dzień, OSP analizuje bilans mocy KSE oraz dostosowuje pracę jednostek wytwórczych do zużycia tak, aby w każdej chwili zapewnione było bezpieczeństwo funkcjonowania sieci oraz systemu elektroenergetycznego jako całości. Więcej o planowaniu pracy systemu można przeczytać tutaj.

Podstawowym środkiem wykorzystywanym w procesie planowania pracy i bilansowaniu KSE są zasoby dostępne na rynku bilansującym, czyli rynku administrowanym przez OSP i służącym do równoważenia podaży i popytu na energię elektryczną. Obecnie tymi zasobami są przede wszystkim jednostki wytwórcze centralnie dysponowane (JWCD), które są źródłami dyspozycyjnymi i sterowalnymi przez OSP. W ofertach składanych na rynek bilansujący operatorzy tych zasobów wskazują, po jakiej cenie są skłonni wytwarzać określony wolumen energii elektrycznej albo zrezygnować z jego wytwarzania. W praktyce JWCD to źródła wytwórcze konwencjonalne, o dużych mocach zainstalowanych, zlokalizowane w elektrowniach systemowych. OSP dysponuje nimi w całym zakresie potencjału wytwarzania energii elektrycznej.

JWCD stanowią obecnie podstawowy zasób regulacyjny KSE, umożliwiający bilansowanie KSE na bazie złożonych dla tych jednostek ofert bilansujących przez wytwórców. JWCD są także istotnym zasobem stabilizującym pracę KSE, zapewniającym dotrzymywanie parametrów techniczno-ruchowych, takich jak zdolność do regulacji napięć oraz do samoregulacji systemu poprzez utrzymywanie i aktywowanie rezerwy pierwotnej, wtórnej, dostarczanie inercji itd. Bezpieczna i stabilna praca każdego systemu elektroenergetycznego wymaga obecnie pracy sterowalnych i dyspozycyjnych jednostek wytwórczych w elektrowniach systemowych. Dlatego do systemu elektroenergetycznego zawsze musi być wprowadzana pewna ilość mocy z tego rodzaju źródeł. Ich liczba i moc, z jaką muszą pracować w danym momencie, jest zmienna i zależy od wielu czynników, w szczególności od zapotrzebowania na moc w KSE oraz technicznych warunków pracy sieci. Szczegółowe wymagania w tym zakresie wynikają z obowiązujących regulacji prawnych, a także Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) oraz Warunków Dotyczących Bilansowania (WDB) zatwierdzonych przez Prezesa URE.

Istnieją też ograniczenia techniczne w samych elektrowniach systemowych. Ze względu na parametry poszczególnych jednostek wytwórczych oraz powiązania technologiczne między nimi istnieje określony minimalny poziom mocy, z którą elektrownie te muszą pracować.

Oprócz JWCD w systemie pracują także jednostki wytwórcze, które nie są centralnie dysponowane (nJWCD). Znaczna część z nich to jednostki wytwarzające energię elektryczną w skojarzeniu z produkcją ciepła. Z reguły są to elektrociepłownie oraz elektrownie przemysłowe, które oprócz energii elektrycznej wytwarzają także ciepło technologiczne na potrzeby sieci ciepłowniczych w miastach lub zakładach przemysłowych. Praca tych jednostek jest więc podyktowana względami ciepłowniczymi, stąd z punktu widzenia bilansowania KSE są one co do zasady traktowane jako pracujące z wymuszonym poziomem generacji.  Wyjątek stanowią nJWCD, które posiadają elastyczność w zakresie produkcji energii cieplnej. OSP ma zawarte z właścicielami takich jednostek umowy (umowy GWS – generacja wymuszona względami sieciowymi), na podstawie których - zależnie od bieżących warunków ich pracy i możliwości technicznych - uwzględnia je w procesie bilansowania KSE przed wydawaniem poleceń dot. nierynkowego redysponowania generacji źródeł OZE.

Przygotowując dobowe plany pracy KSE, OSP analizuje uwarunkowania pracy jednostek JWCD i nJWCD, a także prognozowaną wielkość generacji ze źródeł OZE, zapotrzebowanie odbiorców oraz saldo wymiany handlowej z zagranicą. W rezultacie takiej analizy OSP identyfikuje w określonych przypadkach wystąpienie nadwyżki podaży energii elektrycznej w stosunku do zapotrzebowania odbiorców i deficyt wymaganej zgodnie z postanowieniami IRiESP ujemnej rezerwy mocy, tj. zdolności instalacji wytwórczych do zaniżenia produkcji energii elektrycznej. Zazwyczaj dzieje się tak w okresach wysokiego potencjału produkcji energii przez źródła OZE przy jednoczesnym niskim zapotrzebowaniu. Ze względu na niższe zapotrzebowanie na moc w KSE w dni wolne od pracy, prawdopodobieństwo wystąpienia dużej nadpodaży energii elektrycznej występuje głównie w te dni.

W takich sytuacjach OSP podejmuje szereg działań, które mają na celu zbilansowanie KSE. Należą do nich:

  • ograniczenie liczby pracujących JWCD i generowanej przez te jednostki wytwórcze mocy poprzez skorzystanie z ofert bilansujących,
  • ograniczenie pracy w jednostkach nJWCD poprzez skorzystanie z usługi GWS,
  • wykorzystanie możliwości magazynowania energii w elektrowniach szczytowo-pompowych na podstawie ofert w tym zakresie,
  • wykorzystanie możliwości interwencyjnej, międzyoperatorskiej sprzedaży energii elektrycznej za granicę w ramach dostępnych zdolności przesyłowych, możliwości sąsiednich operatorów oraz warunków handlowych sprzedaży energii.

Gdy powyższe środki są niewystarczające, OSP wydaje polecenie nierynkowego redysponowania źródeł OZE.

OSP prowadząc ruch KSE nie może dopuścić do sytuacji, w której produkcja energii elektrycznej jest wyższa od krajowego zużycia. W związku z tym gdy brak jest innych środków dla zbilansowania KSE, w szczególności środków rynkowych, OSP wydaje polecenie nierynkowego redysponowania źródeł OZE.

W takich warunkach kluczowe znaczenie dla zachowania bezpieczeństwa pracy KSE ma osiągnięcie oczekiwanego efektu, czyli zrównoważenie dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię. Brak takiego zrównoważenia zakłócałby pracę krajowego i europejskiego systemu elektroenergetycznego, skutkując ryzykiem dla bezpieczeństwa jego funkcjonowania i możliwością wystąpienia awarii systemowej o zasięgu lokalnym, krajowym lub regionalnym.

3. Podstawy prawne redysponowania nierynkowego OZE

Podstawa prawna dla redysponowania nierynkowego OZE wynika z następujących regulacji:

1. Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (dalej „rozporządzenie”).

Przedmiotowe rozporządzenie zawiera podstawowe regulacje dotyczące redysponowania nierynkowego OZE, w tym odnoszące się do rekompensaty z tytułu redysponowania.

2. Ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (dalej „ustawa”).

Ustawa określa, m.in.

  • zakres podmiotowy wytwórców OZE objętych mechanizmem redysponowania nierynkowego OZE,
  • prawo oraz zasady wydawania i wykonywania poleceń ruchowych w procesie redysponowania nierynkowego OZE,
  • podstawowe zasady oraz kryteria stosowania redysponowania nierynkowego OZE, zarówno na potrzeby równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię, jak i w celu eliminowania lub łagodzenia ograniczeń sieciowych w KSE,
  • zakres jednostek wytwórczych OZE wyłączonych z redysponowania nierynkowego OZE na potrzeby równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię,
  • zasady obliczania i wypłaty rekompensaty, w tym przypadki, gdy rekompensata z tytułu redysponowania nierynkowego OZE nie przysługuje.

Ustawa zawiera również delegację do uregulowania w IRiESP* szczegółowych zasad i kryteriów stosowania redysponowania nierynkowego OZE oraz dokonywania rozliczeń z tego tytułu.   

3. Ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii.

Ustawa określa, m.in., podmioty oraz zakres danych, które mają być przekazywane na potrzeby realizacji procesu redysponowania nierynkowego OZE.

4. Podstawowe reguły redysponowania nierynkowego OZE w sieci o napięciu poniżej 110 kV

Uwzględniając przepisy określone w regulacjach prawnych, w szczególności odnoszące się do: (i) kolejności redysponowania ze względu na moce zainstalowane OZE; (ii) priorytetowego dysponowania OZE, (iii) wyłączeń przedmiotowych z redysponowania OZE oraz (iv) spełnienia warunków bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej, OSP dokonuje redysponowania nierynkowego OZE zgodnie z następującymi regułami:

(1) Redysponowanie nierynkowe OZE jest realizowane w kolejności wynikającej z mocy zainstalowanych OZE, w ramach następujących grup, poczynając od 1. do 5.:

  1. OZE o mocy 400 kW i większej,
  2. OZE o mocy 200 kW i mniejszej niż 400 kW,
  3. OZE o mocy większej niż 50 kW i mniejszej niż 200 kW,
  4. OZE o mocy większej niż 10 kW i mniejszej lub równej 50 kW,
  5. OZE o mocy 10 kW i mniejszej.

Przy tym następujące OZE mogą podlegać redysponowaniu wyłącznie w okresie ogłoszenia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej:

  • OZE niewyposażone w układy regulacji mocy czynnej zapewniające zdolność do płynnej regulacji wytwarzanej mocy czynnej lub umożliwiające zaprzestanie generacji mocy czynnej, w odniesieniu do których jednocześnie nie obowiązuje wymaganie wyposażenia w takie układy na podstawie przepisów prawa lub warunków, wymogów i metod przyjmowanych na podstawie kodeksów sieci (TCM) lub instrukcji ruchu i eksploatacji sieci elektroenergetycznej lub warunków przyłączenia do sieci elektroenergetycznej,
  • OZE o mocy 10 kW i mniejszej.

(2) Redysponowanie nierynkowe OZE w ramach każdej z grup wymienionych w punkcie (1) jest dokonywane: (i) w pierwszej kolejności w zakresie OZE niepodlegających priorytetowemu dysponowania, a jeżeli potencjał redukcji tych OZE jest niewystarczający, to (ii) w drugiej kolejności w zakresie OZE podlegających priorytetowemu dysponowaniu.

Redysponowanie nierynkowe OZE na podstawie reguł określonych w punktach (1) i (2) jest realizowane w celu zbilansowania KSE poprzez polecenie ograniczenia generacji OZE wydane w określonym czasie, na zadany okres oraz w zadanej wartości. Nie mogą być przy tym naruszane warunki bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej. Z tego powodu, w określonych przypadkach, kolejność redysponowania OZE wynikająca z punktów (1) i (2) może zostać zmieniona poprzez pominięcie określonych grup OZE lub poszczególnych OZE. Powodami zmiany kolejności mogą być m.in. (i) czas niezbędny na skuteczne dokonanie redysponowania OZE; (ii) wymagania w zakresie regulacji napięć w sieci elektroenergetycznej oraz (iii) dopuszczalne wielkości rozpływów mocy czynnej w sieci elektroenergetycznej. Analogiczne podejście jest stosowane w odniesieniu do sieci elektroenergetycznej o napięciu 100 kV i wyższym, przy czym - zgodnie z przepisami prawa - dla źródeł przyłączonych do sieci elektroenergetycznej o tych napięciach jest stosowane proporcjonalne kryterium redysponowania.

5. Realizacja redysponowania nierynkowego OZE

Zgodnie z hierarchią prowadzenia ruchu w krajowym systemie elektroenergetycznym, polecenie dotyczące nierynkowego redysponowania danego źródła OZE jest przekazywane do wykonania wytwórcom przez operatora systemu, do sieci którego źródło jest przyłączone. Dla OZE przyłączonych do sieci przesyłowej polecenie przekazuje OSP. Polecenia dotyczące źródeł OZE przyłączonych do sieci dystrybucyjnej są przekazywane przez OSP do OSD, którzy są odpowiedzialni za zrealizowanie polecenia we współpracy z wytwórcami przyłączonymi do ich sieci. W tym przypadku sposób realizacji polecenia OSP w odniesieniu do poszczególnych źródeł OZE leży więc w gestii właściwego OSD.

Mając na uwadze: (i) wymaganą skuteczność realizacji redysponowania nierynkowego OZE, (ii)zmienność wolumenówredysponowania, (iii) narzędzia dyspozytorskie do przygotowania redysponowania w danej dobie oraz (iv) aktualnie dostępne możliwości wykonywania sterowań OZE, w tym przede wszystkim ciągle jeszcze silnie ograniczony zakres automatyzacji sterowań w relacji wytwórca OZE – OSD, redysponowanie nierynkowe jest wykonywane na podstawie reguł określonych w punkcie 4., adekwatnych do obecnych wymagań bezpieczeństwa pracy systemu i możliwości wytwórców OZE, w odniesieniu do źródeł zlokalizowanych w sieci poszczególnych oddziałów OSD, w trybie dwustanowym – wyłącz/włącz OZE. Głównym tego powodem jest stosunkowo długi czas wymagany na wykonanie poleceń redysponowania, zarówno dla rozpoczęcia redysponowania, jak i zakończenia redysponowania w danym okresie.

W związku z istotnym wpływem redysponowania nierynkowego OZE na bezpieczeństwo pracy KSE oraz techniczną i formalną złożonością tego procesu, OSP oraz OSD na bieżąco analizują wnioski z jego realizacji, w tym wnioski wynikające z informacji uzyskiwanych od operatorów OZE. Na tej podstawie są wprowadzane usprawnienia procesu ukierunkowane na zwiększanie precyzji oraz skuteczności redysponowania oraz minimalizacji ewentualnych utrudnień w prowadzeniu ruchu OZE. Nadrzędnym celem w tym zakresie jest rozszerzenie automatyzacji wykonywania poleceń wydawanych przez operatorów systemu, co pozwoli na zwiększenie trafności redysponowania oraz zindywidualizowanie poleceń w odniesieniu do OZE, a dzięki temu dalszą poprawę kosztowego kryterium redysponowania nierynkowego.

* Aktualnie OSP przygotowuje projekt postanowień IRiESP w tym zakresie. Rozpoczęcie procesu konsultacji projektu IRiESP jest planowane na przełomie lipca i sierpnia br.

 

Często zadawane pytania (FAQ)

 

• Ile jest odnawialnych źródeł energii w Polsce?

Moc zainstalowana źródeł fotowoltaicznych w Polsce osiągnęła poziom 18 367 MW (stan na 1 kwietnia 2024 r.), z czego około 4 proc. stanowią instalacje przyłączone do sieci przesyłowej, której właścicielem są PSE S.A. Moc farm wiatrowych osiągnęła poziom 10 240 MW (stan na 1 maja 2024 r.), z czego około 11 proc. jest przyłączonych do sieci przesyłowej.

Rekordowa chwilowa sumaryczna generacja farm wiatrowych i instalacji PV to ok. 16 GW.

 

• Na jakiej zasadzie wybierane są OZE do zredukowania?

W sytuacji nadpodaży generacji źródeł OZE w stosunku do zapotrzebowania, w krajowym systemie elektroenergetycznym panują szczególne warunki. Generacja w elektrowniach systemowych dysponowanych przez OSP (jednostki JWCD) jest na poziomie minimalnym, a istotna część zapotrzebowania jest pokrywana lokalnie, przez źródła przyłączone do sieci dystrybucyjnych, w tym do sieci niskich i średnich napięć.

W takich warunkach sieci przesyłowe i dystrybucyjne, w szczególności niskich i średnich napięć, są mniej obciążone. Generacja źródeł przyłączonych do sieci o napięciu poniżej 110 kV obniża przepływy mocy w sieciach dystrybucyjnych lub wręcz odwraca ich kierunek (tzn. pojawiają się przepływy mocy z sieci dystrybucyjnej do sieci przesyłowej), skutkując zwiększonymi potrzebami kompensacji mocy biernej, oraz koniecznością podejmowania dodatkowych działań w zakresie dotrzymywania wymaganych parametrów napięciowych. Jednak przy znacznej nadpodaży mocy w stosunku zapotrzebowania odbiorców generacja źródeł przyłączonych do sieci średnich i niskich napięć może obniżać poziom bezpieczeństwa pracy sieci skutkując utratą możliwości utrzymania napięć w sieci przesyłowej i sieci dystrybucyjnej w przedziale dopuszczalnym.

Istotne znaczenie dla bezpieczeństwa pracy KSE ma także utrzymanie możliwości zarządzania parametrami technicznymi pracy KSE oraz odporność KSE na zakłócenia. W tym celu konieczne jest zapewnienie płynnej regulacji mocy jednostek wytwórczych z poziomu systemów dyspozytorskich OSP, zarówno w odniesieniu do mocy czynnej (konieczność dotrzymania bilansu mocy KSE), jak i mocy biernej (konieczność dotrzymania wymaganych poziomów napięć oraz innych parametrów bezpiecznej pracy sieci).

W związku z powyższym, w zależności od: (1) wymaganej wielkości zaniżenia generacji w źródłach OZE w całym KSE w związku z bilansowaniem podaży z popytem na energię elektryczną, (2) wolumenów mocy wytwarzanej przez źródła OZE przyłączone do sieci poszczególnych poziomów napięć, (3) lokalizacji źródeł OZE w sensie połączeń elektrycznych, (4) warunków pracy sieci przesyłowej i dystrybucyjnej w poszczególnych lokalizacjach/obszarach KSE, (5) możliwości oraz zdolności płynnej regulacji mocy oraz udziału w regulacji mocy biernej, OSP w koordynacji z OSD dokonuje oceny oraz wydaje polecenia redukcji tak, aby przy minimalnym wolumenie polecanej redukcji źródeł OZE zapewnić bezpieczną pracę zarówno całego KSE, pod względem równoważenia podaży z zapotrzebowaniem, jak i poszczególnych obszarów KSE w związku z koniecznością zapewnienia wymaganych parametrów jakościowych energii elektrycznej.

Redukcji mogą więc podlegać wszystkie źródła OZE o mocy zainstalowanej powyżej 10 kW (źródła OZE o mocy zainstalowanej powyżej 50 kW mogą podlegać redukcji na podstawie artykułu 9c ust. 7c Ustawy Prawo Energetyczne, zaś mikroinstalacje o mocy zainstalowanej większej niż 10 kW podlegają redukcji na podstawie artykułu 7 ust 8d10 Ustawy Prawo Energetyczne), przyłączone do sieci o napięciu poniżej 110 kV, lub też ich część zlokalizowana na określonym obszarze sieciowym. Jeśli jednak skala wymaganej redukcji jest bardzo wysoka, OSP wydaje polecenie nierynkowej redukcji wszystkich źródeł, tzn. PV, FW lub obu tych źródeł jednocześnie, przyłączonych do sieci wszystkich poziomów napięć. Niemniej nawet w takim przypadku, dla zachowania warunków bezpiecznej pracy sieci przesyłowej redukcja źródeł przyłączonych do sieci o napięciu powyżej 110 kV jest realizowana w taki sposób, aby źródła te nadal zachowały swoją regulacyjność w zakresie mocy biernej. Sieć przesyłowa pełni bowiem podstawową funkcję dla zachowania stabilności funkcjonowania KSE. Analogiczne przypadki mogą mieć również miejsce w odniesieniu do sieci dystrybucyjnej, w związku z zapewnieniem lokalnego bezpieczeństwa jej pracy.

 

• Jak odbywa się redukcja?

OSP określa parametry redukcji niezbędnej do zbilansowania KSE. Polecenia dotyczące nierynkowej redukcji źródeł OZE są przekazywane do wykonania wytwórcom bezpośrednio przez podmiot, do sieci którego zostały one przyłączone. Dla jednostek przyłączonych do sieci przesyłowej polecenie przekazuje więc OSP, natomiast polecenia dotyczące źródeł OZE przyłączonych do sieci dystrybucyjnej są przekazywane przez OSP do służb dyspozytorskich właściwych operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD), którzy są odpowiedzialni za zrealizowanie polecenia we współpracy z wytwórcami przyłączonymi do ich sieci.

 

• Czy PSE polecają redukcję konkretnej farmy wiatrowej lub fotowoltaicznej?

W przypadku nierynkowej redukcji źródeł OZE ze względów bilansowych polecenie OSP dotyczy określonej kategorii źródeł, definiowanej przez typ źródeł (źródła fotowoltaiczne, farmy wiatrowe), moce źródeł oraz obszar KSE, do którego źródła są przyłączone. OSP realizuje redukcję generacji poszczególnych źródeł OZE przyłączonych do sieci przesyłowej. Sposób realizacji polecenia OSP w odniesieniu do poszczególnych źródeł OZE przyłączonych do sieci dystrybucyjnej leży w gestii Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD).

 

• Czy właściciele zredukowanych źródeł OZE otrzymują rekompensaty?

Wytwórcy podlegający nierynkowemu redysponowaniu mają prawo do rekompensaty. Szczegółowe zasady jej wyznaczania oraz opis procesu składania wniosków o taką rekompensatę można znaleźć tutaj.

 

• Czy redukcje polecane przez PSE S.A. obejmują prosumentów?

Dotychczas redukcje OZE polecane przez OSP obejmowały wyłącznie źródła o mocy zainstalowanej powyżej 50 kW, a więc nie dotyczyły instalacji prosumenckich.

 

• Czy redukcje OZE polecone przez PSE S.A. wynikają z problemów sieciowych?

Aktualnie przyczyną realizowanych przez OSP nierynkowych redukcji źródeł OZE są kwestie bilansowe, tzn. nadwyżki potencjału wytwarzania energii elektrycznej w stosunku do zapotrzebowania odbiorców na energię elektryczną. Należy jednak zakładać, że w przyszłości ze względu na warunki pracy KSE, w szczególności powodowane wyłączeniami elementów sieciowych dla potrzeb realizacji inwestycji sieciowych, wymagana może być także redukcja generacji źródeł OZE z powodów sieciowych. Przyczyną takich redukcji mogą być także awaryjne wyłączenia elementów sieciowych.

Jeśli PSE będą zmuszone zredukować generację OZE z powodów sieciowych, wtedy polecenie nierynkowego redysponowania  OZE może dotyczyć konkretnej instalacji OZE.

 

• Co należy zrobić, by uniknąć konieczności wprowadzania redukcji?

Wraz z przyrostem mocy zainstalowanej źródeł, których praca jest zależna od warunków pogodowych, istotne jest zapewnianie adekwatnego zwiększania rynkowych możliwości absorbcji energii elektrycznej produkowanej przez takie źródła. Aby racjonalizować częstość i głębokość redukcji generacji źródeł OZE, mechanizmy rynkowe powinny zapewnić skuteczne działania w dwóch obszarach o podstawowym znaczeniu dla integracji dużych ilości źródeł OZE w KSE. Po pierwsze, w zakresie zwiększania elastyczności systemu, poprzez uelastycznianie istniejącego odbioru dzięki kształtowaniu zużycia energii elektrycznej w czasie, oraz uelastycznianie istniejących i budowanych źródeł wytwórczych w wyniku obniżania ich minimów technicznych, skracania czasów uruchomień, zwiększania ramp itp. Po drugie, w zakresie rozwijania środków zagospodarowywania nadwyżek energii elektrycznej, poprzez elastyczne odbiory, mogące podążać z wielkością zużycia za wielkością generacji, oraz magazyny energii, w szczególności magazyny energii cieplnej.

W kontekście redukcji generacji źródeł OZE ważną sprawą jest również zastąpienie redukcji nierynkowej przez redukcję rynkową. Pozwoli to na konkurencyjną wycenę redukcji, a dzięki temu minimalizację jej kosztu. W tym celu źródła OZE powinny bezpośrednio (indywidualnie) albo pośrednio (w ramach agregatów źródeł) uczestniczyć w rynku bilansującym, wraz z innymi zasobami oferującymi elastyczność w KSE. 

 

 

Najczęściej zadawane pytania dotyczące rekompensat

 

  1. Kto może ubiegać się o rekompensatę finansową za redysponowanie nierynkowe PV?
  2. Kiedy odbywały się redysponowania nierynkowe? Co w przypadku redysponowania, które odbyło się w innym terminie niż jest to podane w komunikatach dot. redysponowań nierynkowych instalacji PV?
  3. Czy można modyfikować Wniosek?
  4. Czy można składać Wniosek o rekompensatę na starym wzorze wniosku?
  5. Jaki jest czas na złożenie wniosku?
  6. Jaki jest czas na poinformowanie OSD czy i jaka część zredukowanej energii powinna zostać rozliczona w aukcyjnym systemie wsparcia?
  7. Jak powinienem powiadomić OSD o tym jaką część zredukowanej energii chcę rozliczyć w aukcyjnym systemie wsparcia
  8. Czy jeśli moja instalacja nie jest w aukcyjnym systemie wsparcia /lub/ jeśli moja instalacja korzysta z aukcyjnego systemu wsparcia, lecz nie chcę zaliczyć zredukowanej energii do wypełnienia obowiązku wynikającego z ustawy OZE, również muszę przesłać taką informację do OSD?
  9. Czy jeśli umowa o przyłączenie zawiera postanowienia o niegwarantowaniu niezawodnych dostaw energii elektrycznej z przyczyn dotyczących zapewnienia równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię, to właścicielowi instalacji PV będzie przysługiwać rekompensata finansowa?
  10. Jakie zapisy w umowie o przyłączenie świadczą o tym, że właścicielowi instalacji PV nie będzie przysługiwać rekompensata?
  11. Co powinien zrobić właściciel instalacji PV, aby otrzymać rekompensatę finansową? Jaki jest tryb składania Wniosku o rekompensatę?
  12. Jaką nazwę nadać przy zapisaniu pliku Wniosku o rekompensatę?
  13. Jeśli posiadam wiele wniosków / instalacji PV / reprezentuję wielu Wytwórców, czy każdy Wniosek należy wysyłać w osobnej wiadomości?
  14. Dlaczego we Wniosku w zakładce Parametry PV należy podać wartości mocy zainstalowanej instalacji po stronie DC i AC dla wszystkich przedziałów czasu? Czy wartości te nie będą zawsze takie same?
  15. Co w przypadku, kiedy nie ma pomiaru nasłonecznienia?
  16. Co w przypadku, gdy instalacja fotowoltaiczna posiada pomiary nasłonecznienia w kilku miejscach na terenie zajmowanym przez instalację fotowoltaiczną oraz pomiar rejestrowany jest np. w okresach 10 minutowych?
  17. Co to jest kod modułu wytwarzania energii (kod MWE) i skąd możemy pozyskać taki kod?
  18. Czy wnioski dot. rekompensaty (plik Excel) oraz upoważnienia do OSD mogą być podpisane elektronicznie podpisem EPUAP?
  19. W jakiej formie powinny być złożone pełnomocnictwa będące załącznikiem do Wniosku o rekompensatę?
  20. Czy w przypadku, gdy Wniosek o rekompensatę składany jest w postaci pisemnej, to każda strona takiego wniosku powinna być parafowana?
  21. Ile czasu będę czekać na rozpatrzenie mojego Wniosku o rekompensatę?
  22. Co się stanie, jeżeli mój Wniosek o rekompensatę okaże się niekompletny – czy dostanę informację z prośbą o uzupełnienie czy zostanie odrzucony?
  23. Kiedy otrzymam rekompensatę?
  24. W jaki sposób wyliczane są wartości rekompensaty? Czy można uzyskać szczegółowe kalkulacje wyliczeń rekompensaty?
  25. Jaka sankcja grozi wytwórcy posiadającemu jednostkę wytwórczą wykorzystującą energię słońca (PV) lub wiatru (FW), jeżeli odpowiednio do polecenia OSP/OSD nie wyłączy lub nie ograniczy generacji swojej jednostki wytwórczej we wskazanym w poleceniu zakresie?

 

1. Kto może ubiegać się o rekompensatę finansową za redysponowanie nierynkowe PV?

O rekompensatę finansową za redysponowanie nierynkowe PV mogą ubiegać się właściciele instalacji PV, których instalacje PV zrealizowały polecenia zaniżenia wytwarzania energii wynikające z poleceń PSE S.A. tj. dla których w Sekcji: Komunikaty dot. redysponowań nierynkowych instalacji PV wskazujemy daty redysponowań.

2. Kiedy odbywały się redysponowania nierynkowe? Co w przypadku redysponowania, które odbyło się w innym terminie niż jest to podane w komunikatach dot. redysponowań nierynkowych instalacji PV?

Wszystkie komunikaty dotyczące redysponowania nierynkowego realizowanego na polecenie PSE S.A. znajdują się w Sekcji: Komunikaty dot. redysponowań nierynkowych instalacji PV powyżej. Jeśli zaniżenie generacji polecone było w innym terminie oznacza to, że nie było ono wykonane na polecenie PSE S.A. i rekompensata nie zostanie przez PSE S.A. wypłacona.

3. Czy można modyfikować Wniosek?

Nie. Samodzielna modyfikacja wniosku jest równoznaczna z jego odrzuceniem.

4. Czy można składać Wniosek o rekompensatę na starym wzorze wniosku?

Wzory wniosków były przez PSE S.A.  modyfikowane i dostosowywane do zmieniających się przepisów prawa jak również uwzględniają zastosowane uproszczenia. Zaleca się przesyłanie Wniosków na wzorze Wniosku o rekompensatę zamieszczonym w Sekcji: Aktualne wzory dokumentów, gdzie zamieszczony jest aktualny wzór i może być wykorzystany do wszystkich redysponowań nierynkowych instalacji PV, w tym zrealizowanych w przeszłości.

5. Jaki jest czas na złożenie wniosku?

OSP nie określa granicznej daty składania wniosku, ale w celu skrócenia okresu rozpatrywania wniosku i wypłaty rekompensat rekomendowane jest składanie wniosków niezwłocznie po dacie redysponowania.

6. Jaki jest czas na poinformowanie OSD czy i jaka część zredukowanej energii powinna zostać rozliczona w aukcyjnym systemie wsparcia?

Zgodnie z art. 93 ust. 18 (z zastrzeżeniem ust. 19) ustawy o Odnawialnych źródłach energii, informacja jaka część zredukowanej energii powinna zostać rozliczona w aukcyjnym systemie wsparcia powinna zostać przekazana w terminie 14 dni od daty wydania polecenia. W przypadku nieprzekazania przez wytwórcę powyższej informacji w terminie 14 dni od daty wydania polecenia, zredukowana energia nie zostanie zaliczona do realizacji zobowiązania wynikającego z aukcyjnego systemu wsparcia. W związku z powyższym, brak przekazania ww. informacji w ustawowym terminie będzie skutkował tym, że zredukowana energia nie zostanie uwzględniona w wyliczeniu rekompensaty finansowej w części dotyczącej utraconych przychodów z aukcyjnego systemu wsparcia.

7. Jak powinienem powiadomić OSD o tym jaką część zredukowanej energii chcę rozliczyć w aukcyjnym systemie wsparcia

Zgłoszenie jaka część zredukowanej energii powinna zostać rozliczona w aukcyjnym systemie wsparcia należy przekazać w terminie 14 dni od daty wydania polecenia na adres mail OSD. Adresy OSDp wskazano we wzorze Wniosku o rekompensatę w arkuszu ,,Informacje ogólne”. PSE nie dysponuje adresami kontaktowymi do OSDn, w przypadku zgłoszeń do OSDn proszę kierować się danymi kontaktowymi zawartymi w umowie wiążącej wytwórcę z OSDn.

8. Czy jeśli moja instalacja nie jest w aukcyjnym systemie wsparcia /lub/ jeśli moja instalacja korzysta z aukcyjnego systemu wsparcia, lecz nie chcę zaliczyć zredukowanej energii do wypełnienia obowiązku wynikającego z ustawy OZE, również muszę przesłać taką informację do OSD?

Jeśli instalacja nie jest w aukcyjnym systemie wsparcia /lub/ jeśli instalacja korzysta z aukcyjnego systemu wsparcia, lecz nie chce zaliczyć zredukowanej energii do wypełnienia obowiązku wynikającego z ustawy OZE, to nie należy przekazywać do OSD informacji czy i jaka część zredukowanej energii powinna zostać rozliczona w aukcyjnym systemie wsparcia. W takim wypadku zredukowana energia nie zostanie uwzględniona w wyliczeniu rekompensaty finansowej w części dotyczącej utraconych przychodów z aukcyjnego systemu wsparcia.

9. Czy jeśli umowa o przyłączenie zawiera postanowienia o niegwarantowaniu niezawodnych dostaw energii elektrycznej z przyczyn dotyczących zapewnienia równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię, to właścicielowi instalacji PV będzie przysługiwać rekompensata finansowa?

Nie. W przypadku, gdy umowa o przyłączenie zawiera postanowienia o niegwarantowaniu niezawodnych dostaw energii elektrycznej z przyczyn dotyczących zapewnienia równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię, to właścicielowi instalacji PV nie będzie przysługiwać rekompensata finansowa.

10. Jakie zapisy w umowie o przyłączenie świadczą o tym, że właścicielowi instalacji PV nie będzie przysługiwać rekompensata?

PSE SA wypłacają rekompensaty z tytułu nierynkowego redysponowania OZE na podstawie art. 13 ust. 7 Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. Zawiera on regulację, na podstawie której rekompensata nie jest należna wytwórcom których umowy przyłączeniowe nie gwarantowały niezawodnych dostaw energii elektrycznej. W związku z powyższym na etapie rozpatrywania otrzymywanych wniosków o wypłatę rekompensat, PSE S.A. zwracają się każdorazowo do właściwego operatora systemu dystrybucyjnego, do sieci którego instalacja objęta Wnioskiem jest przyłączona i z którym ma zawartą umowę, o udzielenie informacji czy postanowienia w zakresie braku gwarancji niezawodnych dostaw obejmują przyczyny dotyczące zapewnienia równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię. W przypadkach, gdy OSD (którzy są stroną umów z wytwórcami) w odpowiedzi na zapytanie PSE S.A. odpowiedzą, że umowy przyłączeniowe takich wyłączeń nie zawierają, PSE S.A. nie wyłączają z tego tytułu prawa do rekompensaty, procedują Wniosek i dokonują wypłaty rekompensat.

11. Co powinien zrobić właściciel instalacji PV, aby otrzymać rekompensatę finansową? Jaki jest tryb składania Wniosku o rekompensatę?

Na stronie internetowej pod adresem: https://www.pse.pl/rekompensaty-pv w Sekcji: Aktualne wzory dokumentów, opublikowano ,,Warunki składania Wniosku o rekompensatę”, które są na bieżąco aktualizowane. Należy postępować zgodnie z zasadami określonymi w tym dokumencie.

12. Jaką nazwę nadać przy zapisaniu pliku Wniosku o rekompensatę?

Zaleca się, aby pliki Wniosków zapisywać datą redysponowania oraz nazwą instalacji PV np. 20240414PVKonstancin.

13. Jeśli posiadam wiele wniosków / instalacji PV / reprezentuję wielu Wytwórców, czy każdy Wniosek należy wysyłać w osobnej wiadomości?

Można złożyć wiele Wniosków o rekompensatę w jednej wiadomości. Jeśli składający wniosek jest wskazany jako osoba upoważniona do kontaktu z PSE, zaleca się wysłanie wniosków w jednej wiadomości jako skompresowany folder/ foldery ZIP..

14. Dlaczego we Wniosku w zakładce Parametry PV należy podać wartości mocy zainstalowanej instalacji po stronie DC i AC dla wszystkich przedziałów czasu? Czy wartości te nie będą zawsze takie same?

Moc zainstalowana DC i AC nie musi być taka sama we wszystkich przedziałach czasowych. Dla przykładu wartość mocy może ulec zmianie w przypadku awarii części instalacji (paneli czy inwerterów). Jednakowe wartości należy podawać we wszystkich okresach doby tylko jeżeli instalacja była w pełni sprawna w dobie redysponowania.

15. Co w przypadku, kiedy nie ma pomiaru nasłonecznienia?

W przypadku braku pomiaru nasłonecznienia we Wniosku o rekompensatę nie ma obowiązku wypełnienia danych w zakładce Dane pomiarowe – I_wyk.

Jeśli dane są niekompletne, to należy we Wniosku o rekompensatę w zakładce Dane pomiarowe – I_wyk uzupełnić dane dla tych przedziałów czasowych, dla których te dane są kompletne. Pozostałe przedziały czasowe powinny zostać puste (nieuzupełnione). Wartość zero należy wpisywać tylko w przypadku, gdy wielkość nasłonecznienia wynosiła faktycznie zero (np. okres nocny).

16. Co w przypadku, gdy instalacja fotowoltaiczna posiada pomiary nasłonecznienia w kilku miejscach na terenie zajmowanym przez instalację fotowoltaiczną oraz pomiar rejestrowany jest np. w okresach 10 minutowych?

W przypadku, gdy instalacja fotowoltaiczna posiada kilka punktów pomiaru nasłonecznienia oraz pomiar rejestrowany jest w innym okresie niż okres 15 minutowy, należy wskazać średnią arytmetyczną nasłonecznienia ze wszystkich punktów pomiarów oraz okresów czasowych.

17. Co to jest kod modułu wytwarzania energii (kod MWE) i skąd możemy pozyskać taki kod?

Kod modułu wytwarzania energii (MWE) jest to ciąg 19 znaków, z których można odczytać między innymi miejsce przyłączenia czy rodzaj wytwarzania. Kody MWE dla instalacji PV przyłączonych do sieci średniego napięcia (sieci SN) nadawane są przez OSD, do którego sieci taki moduł wytwarzania energii jest przyłączony.

Jeśli właściciel instalacji PV nie zna takiego kodu, to powinien przed przekazaniem Wniosku o rekompensatę wystąpić do odpowiedniego OSD z prośbą o jego przekazanie.

18. Czy wnioski dot. rekompensaty (plik Excel) oraz upoważnienia do OSD mogą być podpisane elektronicznie podpisem EPUAP?

Nie ma potrzeby podpisywania Wniosków o Rekompensatę zaś upoważnienia dla OSD muszą zostać podpisane zgodnie z zasadami opisanymi w Warunkach składania Wniosku o Rekompensatę 

19. W jakiej formie powinny być złożone pełnomocnictwa będące załącznikiem do Wniosku o rekompensatę?

Pełnomocnictwo powinno zostać przekazane w oryginale lub uwierzytelnione przez notariusza lub w postaci kopii potwierdzonej za zgodność z oryginałem podpisanej przez pełnomocnika. 

20. Czy w przypadku, gdy Wniosek o rekompensatę składany jest w postaci pisemnej, to każda strona takiego wniosku powinna być parafowana?

Zalecamy, aby każda strona Wniosku o rekompensatę składanego w postaci pisemnej była parafowana przez osoby/osobę podpisującą ten Wniosek.

21. Ile czasu będę czekać na rozpatrzenie mojego Wniosku o rekompensatę?

Wnioski o rekompensatę będą rozpatrywane niezwłocznie po ich otrzymaniu. Czas rozpatrzenia Wniosku o rekompensatę będzie uzależniony od liczby wniosków, które wpłyną do OSP jak również od tego, kiedy OSP otrzyma dane i informacje niezbędne do dokonania rozliczenia od OSD. 

22. Co się stanie, jeżeli mój Wniosek o rekompensatę okaże się niekompletny – czy dostanę informację z prośbą o uzupełnienie czy zostanie odrzucony?

Wniosek, który nie będzie kompletny lub zostanie niepoprawnie wypełniony nie zostanie rozpatrzony. PSE S.A. przekaże stosowną informację w tym zakresie z prośbą o jego poprawienie lub uzupełnienie i ponowne przesłanie.

23. Kiedy otrzymam rekompensatę?

PSE S.A. dokonają wypłaty rekompensaty finansowej z tytułu redysponowania w terminie do 21 dni od daty otrzymania dokumentu księgowego oraz oświadczenia o akceptacji Informacji rozliczeniowej.

24. W jaki sposób wyliczane są wartości rekompensaty? Czy można uzyskać szczegółowe kalkulacje wyliczeń rekompensaty?

W Sekcji: Stosowane zasady wyliczeń rekompensaty za nierynkowe redysponowanie PV znajdują się zasady wyliczania rekompensaty finansowej, zgodnie z którymi to zasadami wyliczana jest wartość rekompensaty finansowej. PSE S.A. publikują również ceny wykorzystywane do ustalenia kwoty rekompensaty zgodnie z ww. zasadami. PSE S.A. nie udostępniają szczegółowych kalkulacji.

25. Jaka sankcja grozi wytwórcy posiadającemu jednostkę wytwórczą wykorzystującą energię słońca (PV) lub wiatru (FW), jeżeli odpowiednio do polecenia OSP/OSD nie wyłączy lub nie ograniczy generacji swojej jednostki wytwórczej we wskazanym w poleceniu zakresie?

Należy przede wszystkim wskazać, że stosowanie się przez wytwórców do poleceń operatorów systemu elektroenergetycznego jest warunkiem koniecznym bezpiecznej pracy całego Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE). Poprzez oddziaływanie na poziom wytwarzanej energii elektrycznej w KSE lub poszczególnych jego lokalizacjach, utrzymywane są bowiem dopuszczalne parametry pracy KSE, takie jak częstotliwość, przepływy mocy czynnej liniami, poziomy napięć w sieci oraz inne wielkości mające wpływ na stabilność pracy KSE. Niedotrzymanie dyscypliny ruchowej przez wytwórców może skutkować naruszeniem tych parametrów i w konsekwencji tego doprowadzić do awarii systemowej o lokalnym (obszar Polski), systemowym (Polska) lub międzysystemowym (obszar Europy) charakterze, której skutkiem będzie okresowy brak napięcia w sieci (tzw. blackout).

Wykonywanie przez wytwórców poleceń wydawanych przez operatorów systemu elektroenergetycznego ma więc podstawowe znaczenie dla bezpieczeństwa pracy KSE, a tym samym możliwości korzystania z KSE przez jego użytkowników, w tym także wytwórców wykonujących przedmiotowe polecenia. Z tego powodu realizacja poleceń operatorów systemu elektroenergetycznego jest objęta sankcjami w postaci kar pieniężnych, które może nakładać Prezes Urzędu Regulacji Energetyki („Prezesa URE”) na podstawie przepisów ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2024 r. poz. 266, dalej jako: „Prawo energetyczne”), a także konsekwencjami w relacji między wytwórcą oraz operatorem systemu elektroenergetycznego, do sieci którego wytwórca jest przyłączony.

Odnosząc się do konkretnych przepisów w tym zakresie należy przede wszystkim wskazać niżej wymienione.

Zgodnie z art. 9j ust. 1 pkt 4 Prawa energetycznego, przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w źródłach przyłączonych do sieci – w tym instalacjach odnawialnego źródła energii PV/FW – jest zobowiązane do współpracy z operatorem systemu elektroenergetycznego, do którego sieci źródło jest przyłączone, w szczególności do wykonywania jego poleceń, na zasadach i warunkach określonych w Prawie energetycznym, rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 22 marca 2023 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. poz. 819 z późn. zm.), instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 Prawa energetycznego (odpowiednio w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej – IRiESP, opracowanej przez OSP, oraz Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej – IRiESD, opracowanych przez OSD) oraz umowie zawartej z operatorem systemu elektroenergetycznego. Naruszenie powyższych obowiązków podlega karze pieniężnej wymierzanej przez Prezesa URE na podstawie art. 56 ust. 1 pkt 27 Prawa energetycznego.

Na podstawie postanowień IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci (odpowiednio: pkt 2.2.3.3.4.1./ pkt 2.2.3.3.3.2.4), OSP ma prawo wydać PV/FW polecenie zmiany generacji mocy czynnej oraz zmiany generacji mocy biernej, w pełnym zakresie dopuszczalnych obciążeń, łącznie z całkowitym wyłączeniem PV/FW. Niezastosowanie się przez wytwórcę do takiego polecenia może być uznane jako niestosowanie się do IRIESP, co podlega karze pieniężnej nakładanej przez Prezesa URE na podstawie art. 56 ust. 1 pkt 19 Prawa energetycznego. W zakresie analogicznych postanowień zawartych w IRiESD, niezastosowanie się do takiego polecenia przez wytwórcę wytwarzającego energię elektryczną w PV/FW przyłączonej do sieci dystrybucyjnej, może podlegać karze pieniężnej nakładanej przez Prezesa URE na podstawie przywołanego art. 56 ust. 1 pkt 19 Prawa energetycznego.

Niezależnie od wskazanych powyżej podstaw odpowiedzialności administracyjnej wytwórcy wytwarzającego energię elektryczną w PV/FW niestosującego się do poleceń operatora systemu elektroenergetycznego, należy wskazać, że zgodnie z art. 56 ust. 1 pkt 27a Prawa energetycznego, karze pieniężnej wymierzanej przez Prezesa URE podlega ten, kto nie stosuje się do poleceń, o których mowa w art. 9c ust. 7a lub 7b Prawa energetycznego (polecenia redysponowania nierynkowego). Polecenia wydawane odpowiednio przez OSP lub OSD dotyczą wyłączenia jednostki wytwórczej wykorzystującej energię wiatru lub słońca lub zmniejszenia mocy wytwarzanej przez tę jednostkę wytwórczą, i są wydawane w celu równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię lub zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej.

Jednocześnie, w przypadku przedsiębiorstw energetycznych posiadających koncesję, art. 56 ust. 1 pkt 12 Prawa energetycznego przewiduje możliwość nałożenia przez Prezesa URE kary pieniężnej za nieprzestrzeganie obowiązków wynikających z koncesji. Przepis ten może stanowić podstawę odpowiedzialności administracyjnej wytwórcy wytwarzającego energię elektryczną w PV/FW niestosującego się do poleceń operatora systemu elektroenergetycznego wydawanych w związku z prowadzeniem ruchu właściwej sieci elektroenergetycznej.

Operator systemu elektroenergetycznego ma prawo poinformować Prezesa URE o nierealizowaniu przez wytwórcę poleceń mających podstawę w obowiązujących przepisach prawa oraz odpowiednio w IRiESP albo IRiESD, a także może zastosować środki przewidziane w łączących strony umowach regulujących świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji, w których to umowach użytkownicy systemu zobowiązani są do przestrzegania m.in. postanowień obowiązujących ich odpowiednio IRiESP albo IRiESD, nie wyłączają zastrzeżonego na rzecz operatora prawa wypowiedzenia umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji.

Zgodnie z art. 56 ust. 3 pkt 2 Prawa energetycznego, wysokość kary pieniężnej nałożonej przez Prezesa URE może wynieść od 2000 zł do 15% przychodu ukaranego przedsiębiorcy, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym, a jeżeli kara pieniężna związana jest z działalnością prowadzoną na podstawie koncesji, wysokość kary nie może być wyższa niż 15% przychodu ukaranego przedsiębiorcy, wynikającego z działalności koncesjonowanej, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym. Niezależnie od kary pieniężnej określonej w art. 56 ust. 1-4 Prawa energetycznego Prezes URE może nałożyć karę pieniężną na kierownika przedsiębiorstwa energetycznego, z tym że kara ta może być wymierzona w kwocie nie większej niż 300% jego miesięcznego wynagrodzenia.

Przedstawiając powyższe wyjaśnienia OSP zastrzega, że każdy uczestnik obrotu gospodarczego interpretuje i stosuje przepisy prawa na własne ryzyko, zaś PSE S.A. nie świadczą usług doradztwa prawnego.