Liczba godzin ujemnych rośnie z roku na rok, ze 186 w 2024 do 315 w 2025, a 2026 idzie na rekord. Obiekty, które nie straciły w kwietniu, nie miały szczęścia. Miały sprawdzone klauzule, zaktualizowany algorytm jako Podmiot Odpowiedzialny za Bilansowanie (POB) i skonfigurowany automatyczny curtailment. Albo wiedziały, że ich nie mają, i to zmieniły. Jeśli nie wiesz, po której stronie jesteś, czytaj dalej, a potem zadzwoń, zanim przyjdzie kolejna fala.

Poniżej cztery obszary, w których farmy tej klasy tracą teraz pieniądze. Dokumenty zwykle są w porządku. Problem pojawia się tam, gdzie nikt nie sprawdził, czy rzeczywistość operacyjna nadąża za papierem.

Twój prawnik przeczyta umowę. My sprawdzamy, czy algorytm POB rzeczywiście ją wykonuje i czy SCADA jest skonfigurowana zgodnie z tym, co podpisałeś. To bywają zupełnie różne rzeczy, a rzadko ktoś sprawdza obie naraz.

1. Co naprawdę mówi klauzula negative prices w Twoim PPA

Kto ponosi ryzyko wolumenu w godzinach wyłączeń rynkowych? W standardowych Umowach Zakupu Energii (Power Purchase Agreement) spotykaliśmy klauzule, które formalnie chronią właściciela, ale nie rozstrzygają, kto płaci koszty bilansowania, gdy energia fizycznie wejdzie do sieci mimo braku odbioru. Wtedy ten koszt zostaje po Twojej stronie, a offtaker jest poza ryzykiem.

W jednej z umów PPA klauzula negative prices chroniła w całości offtakera, a właściciel farmy 12 MW nie miał prawa wstrzymać generacji bez konsekwencji wolumenowych. Wyszło to dopiero podczas przeglądu operacyjnego, trzy tygodnie przed kolejną falą ujemnych cen.

Musisz wiedzieć, czy zatrzymanie generowania energii jest Twoim prawem, czy obowiązkiem, i jak wpływa to na gwarancje wolumenowe w ujęciu rocznym. Przekonanie, że klauzula chroni, bez weryfikacji algorytmu POB i konfiguracji SCADA, pozostaje założeniem. Kwiecień pokazał, czyje założenia się potwierdziły.

2. Koszty ukryte w umowie z POB

Nawet jeśli PPA chroni Cię na poziomie ceny, umowa handlowa z POB potrafi być cichą bombą. Sprawdzenia wymaga algorytm rozliczania odchyleń w godzinach, w których cena RDN spada poniżej zera.

Jeśli Twój POB nie zaktualizował algorytmu rozliczeń po pojawieniu się ujemnych cen na TGE, prawdopodobnie nadal liczy odchylenia według mechanizmu zakładającego ceny dodatnie. Gdy system nie zareaguje, a Ty wprowadzisz do sieci nadwyżkę, koszty bilansowania w tych godzinach mocno obciążą P&L, bez żadnego przychodu po drugiej stronie. Większość umów POB podpisanych przed 2024 rokiem w ogóle nie przewiduje automatycznych mechanizmów ochrony w godzinach ujemnych, bo wcześniej takich godzin było niewiele.

Jeśli Twój POB nie potwierdził na piśmie, jak rozlicza godziny ujemne, jesteś nieubezpieczony. Kiedy ostatnio aktualizował ten algorytm? Jeśli nie wiesz, to jest pierwsza rzecz do sprawdzenia w tym tygodniu.

3. Czy farma wyłączy się sama, na sygnał cenowy

Czy Twoja farma fizycznie potrafi wyłączyć się automatycznie w ciągu 15 minut od sygnału cenowego? Dla farmy 15 MW każda pełna godzina generacji przy -30 EUR/MWh to około 2 000 PLN, których nie odzyskasz. Przy kilkudziesięciu takich godzinach w sezonie rośnie to do dziesiątek tysięcy złotych, a w skrajnych godzinach jak -900 zł/MWh z 5 kwietnia ten sam mechanizm kosztuje wielokrotnie więcej.

Automatyczny curtailment na sygnał cenowy rzadko jest domyślną funkcją SCADA. Zwykle wymaga osobnej decyzji projektowej, której większość integratorów nie wdraża sama z siebie. Ręczne wyłączanie falowników przez operatora to proszenie się o błędy i opóźnienia.

Przed kolejnym miesiącem z ujemnymi cenami masz prawdopodobnie 3 do 4 tygodni na zmianę konfiguracji. Procedury operatora i czas reakcji integratora SCADA to nie są decyzje na 48 godzin.

4. Rekompensaty za wyłączenia nierynkowe, których nikt nie odbiera

Jeśli miałeś wyłączenia z polecenia operatora i Twoja umowa przyłączeniowa zawiera klauzulę gwarancji niezawodności dostaw, masz prawo do rekompensaty. Bez tej klauzuli rekompensata Ci nie przysługuje, więc pierwszy krok to sprawdzić, czy w ogóle jesteś w grze.

Jeśli jesteś, pieniądze i tak nie przychodzą same. Operator wypłaca rekompensatę dopiero po złożeniu wniosku, oddzielnie dla każdej instalacji i każdego dnia redysponowania, w wyznaczonym terminie i z konkretną dokumentacją. Jest też osobny, czternastodniowy termin na zgłoszenie operatorowi, jaka część zredukowanej energii ma być rozliczona w systemie wsparcia. Spóźnienie oznacza, że ta część nie wejdzie do wyliczenia rekompensaty.

Dla farmy tej klasy to zwykle od kilkudziesięciu do kilkuset tysięcy złotych rocznie, zależnie od liczby zdarzeń. Terminy są twarde, a większość właścicieli dowiaduje się o nich po czasie.

Gdzie w tym wszystkim wchodzi GridLink

Twój prawnik czyta umowę, ale nie algorytm POB. Integrator skonfiguruje SCADA, lecz nie zajrzy do PPA. POB rozlicza odchylenia, a nikt z nich nie zestawia tego z tym, co farma realnie produkowała w godzinach ujemnych. GridLink zestawia te trzy rzeczy naraz, bo dopiero razem pokazują ekspozycję, której każda z nich sprawdzana osobno nie wychwyci.

Farmy, które nie straciły w kwietniu, zmieniły konfigurację wcześniej, zanim przyszła fala. Zmiana algorytmu POB i automatyki SCADA to tygodnie, nie dni, a kolejny miesiąc z ujemnymi cenami już się zbliża. Policz, ile z tego czasu już zeszło.