Rozwój mikroinstalacji fotowoltaicznych napędza rewolucję energetyczną w Polsce. Zmieniająca się architektura sektora energetyki wymaga szeregu inwestycji, szczególnie w sieć przesyłową i dystrybucyjną. System energetyczny to układ naczyń połączonych. Mikroinstalacje PV nie pozostają bez wpływu na sieci, operatorów, ale i funkcjonowanie całego systemu energetycznego. Rodzi to wiele wyzwań oraz przynosi zmiany, także roli operatorów sieci dystrybucyjnej na rynku energii – pisze Patrycja Rapacka, redaktor BiznesAlert.pl.
Zarządzanie i eksploatacja
Według danych przekazanych do Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) przez operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD), pierwszego lipca 2020 roku w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) moc zainstalowana we wszystkich instalacjach fotowoltaicznych wyniosła 2108,9 MW. Największy przyrost nowych mocy obserwowany jest w segmencie mikroinstalacji PV. Według danych Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej (SB Polska PV), na koniec 2019 roku liczba mikroinstalacji wyniosła 162 055. To oznacza, że średnio na co 36 budynku jednorodzinnym zamontowano instalację fotowoltaiczną. Natomiast według szacunków Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO) w pierwszym kwartale 2020 roku liczba instalacji wzrosła do ok. 200 tys., o łącznej mocy ok. 1,3 GW. Na dane za ostatni kwartał musimy jeszcze chwilę poczekać, jednak już dziś np. IEO wskazuje, że liczba mikroinstalacji będzie systematycznie rosła. Podobnie jak moc całkowita zainstalowana w energetyce słonecznej. W latach 2021-2022 zostaną oddane do eksploatacji farmy o łącznej mocy ok. 2,8 GW. W latach 2022-2023 udział farm PV w całkowitej mocy zainstalowanej zrówna się z udziałem mikroinstalacji. Rynek PV zmieni się więc z typowo prosumenckiego, tak jak to ma miejsce obecnie, na zrównoważony pomiędzy zawodowymi elektrowniami PV a prosumentami.
Tak więc rosnąca liczba rozproszonych źródeł energii wpłynie na zarządzanie i eksploatację sieci, jak i samego systemu elektroenergetycznego. Od wielu lat operatorzy systemu przesyłowego (OSP) i dystrybucyjnych (OSD) realizują strategie inwestycyjne mające na celu m.in dostosowanie infrastruktury do rozwoju energetyki rozproszonej, tak aby zapewnić zdolność do dostarczania klientom energii elektrycznej w określonych warunkach, miejscu i czasie. Jedni eksperci chwalą te działania, inni krytykują, za brak znaczącego postępu lub zbyt małe inwestycje. Spytaliśmy OSP o inwestycje oraz wpływ mikroinstalacji PV na system elektryczny oraz operatorów OSD o o prognozy dot. rozwoju mikroinstalacji PV, o to jak wpływa rozwój mikroinstalacji PV na funkcjonowanie podmiotów, finanse oraz jakie są plany w związku z rozwojem sieci dystrybucyjnej.
PSE
Rzecznik PSE Beata Jarosz-Dziekanowska informuje BiznesAlert.pl, że operator przewiduje dalszy rozwój tej technologii wytwarzania (energetyki słonecznej – przyp. red.) i podejmuje działania, aby przygotować się na to zjawisko. Przypomina jednocześnie, że scenariusze rozwoju KSE w perspektywie 2021-2030, przygotowane w ramach Planu Rozwoju Systemu Przesyłowego, zakładają pojawienie się do końca obecnej dekady od 2,9 do nawet 10 GW nowych mocy w fotowoltaice. Jak więc rozwój rynku mikroinstalacji PV wpływa na funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego w Polsce? PSE wyjaśniają, że panele fotowoltaiczne produkują najwięcej energii w czasie tzw. porannego szczytu zapotrzebowania i z perspektywy operatora systemu przesyłowego, źródła PV mają korzystny wpływ na pracę KSE. – Ich praca jest dobrze skorelowana ze wzrastającym w Polsce obciążeniem w szczycie letnim, które jest efektem rosnącego wykorzystania klimatyzacji – tłumaczy rzeczniczka operatora. Dodaje, że nie jest to jednak uniwersalna zasada. – Po przekroczeniu pewnej wielkości mocy PV, w systemie mogą pojawiać się problemy ze zbilansowaniem w popołudniowej części dnia, wynikające z rosnącego zapotrzebowania oraz spadającej generacji PV (tzw. duck curve, czyli krzywa prezentująca gwałtowny spadek produkcji z PV wraz z końcem dnia przy jednoczesnym wysokim wzroście zapotrzebowania). Ponadto, w przypadku wysokiej generacji PV oraz niskiego zapotrzebowania, mogą pojawiać się lokalne problemy w sieci dystrybucyjnej, np. wzrost napięć powyżej wielkości dopuszczalnych na niektórych promieniach w sieci niskiego średniego napięcia – wskazuje Jarosz-Dziekanowska. Dodaje, że warto zauważyć, iż instalacje fotowoltaiczne pracują z pewną mocą nawet, gdy warunki pogodowe nie sprzyjają charakterystyce pracy tego źródła. – Nawet w pochmurne dni w godzinach 8 – 18 rejestrujemy ponad 300 MW generacji z PV, co jest zauważalną wielkością w KSE – mówi.
Jakie możliwości zminimalizowania zagrożenia płynącego z rozwoju mikroinstalacji widzi operator? Rzecznik PSE podkreśla, że kluczowe jest odpowiednie planowanie pracy systemu, w tym generacji ze sterowalnych i elastycznych źródeł. – Rosnące uzależnienie warunków pracy KSE od warunków pogodowych wymusza potrzebę zwiększonej elastyczności źródeł wytwórczych. Wraz z rosnącym udziałem PV w bilansie, będzie pojawiał się problem wieczornego narastania potrzeb generacji dla zbilansowania systemu. W szczególności potrzebne będą więc elastyczne zasoby wytwórcze, potrafiące w krótkim czasie zwiększyć poziom produkcji energii elektrycznej. W ciągu szczytu porannego jednostki konwencjonalne będą musiały z kolei dostosować poziom produkcji do warunków rynkowych – tłumaczy Beata Jarosz-Dziekanowska.
Wskazuje ponadto, że w dłuższej perspektywie należy spodziewać się, że użytkownicy prosumenckich instalacji będą mieli ambicje, by wykorzystać jeszcze nieistniejące na rynku polskim sposobności do uzyskiwania dodatkowych przychodów. – Na rynkach dojrzalszych, np. niemieckim, zauważalne jest pojawianie się platform internetowych, pozwalających na wymianę nadwyżek energii między ich użytkownikami. To sprawia, że rozpływy w systemie mogą się stać coraz trudniej przewidywalne, a tym samym jego bilansowanie będzie utrudnione – wyjaśnia rozmówczyni BiznesAlert.pl.
Jej zdaniem niezbędnym działaniem w perspektywie rosnącej skali OZE jest sięgnięcie po elastyczność z zasobów zlokalizowanych w sieci dystrybucyjnej oraz wykorzystanie ich w procesie bilansowania KSE i zarządzania ograniczeniami sieciowymi. – Rozwiązanie w tym zakresie musi zostać wypracowane wspólnie przez OSP i OSD – podkreśla rzecznik PSE.
Enea Operator
Biuro Prasowe Enei wskazuje, że Enea Operator w latach 2017-2019 przyłączył do sieci około 17 tys. mikroinstalacji, najwięcej w ubiegłym roku – około 12,7 tys. W pierwszym kwartale 2020 roku do sieci przyłączonych zostało pięć razy więcej mikroinstalacji, niż w analogicznym okresie zeszłego roku (5,5 tys.). – Tendencja rosnąca wskazuje, że liczba mikroinstalacji przyłączonych w tym roku przewyższy kilkukrotnie ubiegłoroczną – informuje biuro prasowe. Enea nie ustosunkowała się do pytań o wpływ rozwoju mikroinstalacji na sytuację OSD, w tym finansową.
Poinformowano także, że Plan Rozwoju Enei Operator zakłada przeznaczenie na rozwój łącznej kwoty ponad 7,6 mld zł w ciągu najbliższych sześciu lat. – Ponad 90 proc. tej kwoty, to nakłady na modernizację i rozbudowę infrastruktury sieciowej. Nakłady na infrastrukturę sieciową przekroczą 7 mld zł. Wykorzystane zostaną zarówno na realizację procesu przyłączania do sieci podmiotów – w tym również źródeł odnawialnych, modernizację infrastruktury na każdym poziomie napięć, jak i na budowę sieci inteligentnych. Środki finansowe przeznaczone są również na rozwój i modernizację infrastruktury teleinformatycznej, wymianę środków transportu, modernizację i rozbudowę zaplecza oraz inne elementy wspomagające działalność dystrybucyjną, w tym narzędzia i sprzęt specjalistyczny – wyjaśnia biuro prasowe Enei.
Energa Operator
Grupa Energa nie ustosunkowała się do żadnego z pytań. Według wyników finansowych za I kwartał 2020 roku, przyłączono do sieci ok. 6,9 tys. mikroinstalacji o łącznej mocy 46,8 MW, co stanowi wzrost ilości o 265 procent i mocy o 283 procent rok do roku. W pierwszym kwartale 2020 roku łączna liczba przyłączonych mikroinstalacji wyniosła 35 tys., a łączna ich moc – 245 MW. W przypadku inwestycji, od stycznia do marca 2020 roku Grupa Energa w segmencie dystrybucji zrealizowała inwestycje w wysokości 266 mln zł, z czego 129 mln zł przeznaczono na rozbudowę sieci w związku z przyłączeniem nowych odbiorców, 15 mln na rozbudowę sieci związaną z przepływami w sieci wysokiego napięcia i przełączeniem źródeł energii elektrycznej, 101 mln na modernizację sieci dystrybucyjnej, w celu poprawy niezawodności dostaw.
Innogy Stoen Operator
Operator sieci dystrybucyjnej energii elektrycznej na terenie Warszawy, innogy Stoen Operator, poinformował BiznesAlert.pl, że od kilku lat stale rośnie liczba mikroinstalacji fotowoltaicznych podłączanych do sieci operatora. – W 2017 roku było to 408 instalacji o łącznej mocy zainstalowanej wynoszącej 2,2 MW. W kolejnym roku przyłączyliśmy do naszej sieci już 556 mikroinstalacji o łącznej mocy 3,3 MW. Z kolei w 2019 roku liczba przyłączonych mikroinstalacji niemalże potroiła się w stosunku do roku poprzedniego. Podłączyliśmy bowiem 1427 mikroinstalacji, których łączna moc zainstalowana wyniosła 9,1 MW – wskazuje biuro prasowe. Do końca maja 2020 roku innogy Stoen Operator przyłączył już 587 mikroinstalacji o łącznej mocy przekraczającej 3,6 MW. Do końca roku operator planuje przyłączyć jeszcze kolejnych 900 mikroinstalacji z mocą sumaryczną 5,5 MW. – Mimo trudnej sytuacji związanej z koronawirusem w Polsce, wciąż nie zakładamy spadku zainteresowania fotowoltaiką. Dlatego spodziewamy się, że ilość instalacji nie spadnie w przeciągu najbliższych miesięcy – tłumaczy biuro.
W przypadku planów inwestycyjnych, w 2019 roku innogy Stoen Operator zainwestował w rozwój sieci ponad 230 mln złotych. – Przewidujemy, że w kolejnych latach nakłady te zostaną przynajmniej na niezmienionym poziomie. W najbliższych latach chcemy skupić się na przyłączaniu nowych odbiorców, rozbudowie i modernizacji WN oraz SN na potrzeby rozwoju miasta, a także na projekcie instalacji liczników AMI. W najbliższych latach będziemy również zaangażowani w budowę ogólnodostępnej infrastruktury ładowania pojazdów elektrycznych na terenie Warszawy – wskazuje operator sieci w stolicy. Innogy Stoen także nie ustosunkował się do pytań dot. wpływu rozwoju mikroinstalacji PV na funkcjonowanie i wyniki firmy.
PGE Dystrybucja
Biuro prasowe PGE poinformowało, że do końca 2019 roku PGE Dystrybucja przyłączyła do sieci elektroenergetycznej ponad 57 tys. mikroinstalacji, przy czym w samym 2019 roku przyłączonych zostało ok. trzy razy więcej mikroinstalacji niż w 2018 roku i sześć razy więcej niż w 2017 roku. – W okresie styczeń-kwiecień 2020 roku wydanych zostało ponad 25 tys. poświadczeń przyłączenia mikroinstalacji – tłumaczy biuro. W pierwszym kwartale 2020 roku PGE Dystrybucja przyłączyła do sieci 17 654 mikroinstalacje o łącznej mocy 135,031 MW. Liczba przyłączeń mikroinstalacji do sieci PGE Dystrybucja za pierwszy kwartał bieżącego roku jest większa od rekordowego IV kwartału 2019, kiedy operator przyłączył do sieci 17 091 mikroinstalacji o łącznej mocy 105,99 MW.
PGE informuje, że do końca 2020 roku można zakładać utrzymanie tendencji dynamicznego wzrostu przyłączeń mikroinstalacji. W odpowiedzi na pytanie, czy, a jeśli tak, to w jaki sposób wzrost rynku ilości przyłączeń wpływa na funkcjonowanie PGE, w tym wyniki finansowe, biuro wskazało, że rosnąca liczba mikroinstalacji sprawia, że zwiększa się poziom autokonsumpcji, ograniczając tym samym wolumen dystrybuowanej energii elektrycznej. – Jeżeli efekt ten nie jest stosownie uwzględniony w taryfie dystrybucyjnej, obniża on osiągane przez nas przychody. Dodatkowo rosnąca autokonsumpcja wpływa na ograniczenie produkcji energii w źródłach konwencjonalnych, co wpływa negatywnie na wyniki segmentu Energetyka Konwencjonalna – tłumaczy PGE.
PGE wyjaśnia, że sektor dystrybucji energii elektrycznej czeka wiele wyzwań związanych z rozwojem energetyki rozproszonej czy elektromobilnością. Firma McKinsey (wg raportu Neutralna emisyjnie Polska z czerwca 2020) ocenia, że modernizacja sieci dystrybucyjnej w Polsce będzie wymagać w ciągu najbliższych 30 lat ok. 60 mld euro. – Tymczasem zmniejszanie się wolumenu dystrybuowanej energii może wpłynąć niekorzystnie na możliwość odzyskania nakładów poniesionych na rozbudowę i modernizację sieci, co w efekcie może spowolnić adaptację systemu do nowych warunków. Aby operatorzy systemów dystrybucyjnych mogli nadal sprawnie integrować odnawialne źródła energii, ważne jest, by osiągali pełny zwrot (z uwzględnieniem kosztu kapitału) na realizowanych w tym celu inwestycjach. Potencjalnym rozwiązaniem mogłaby być zmiana modelu taryfowego – wskazuje biuro prasowe PGE.
Tauron Dystrybucja
Tauron Dystrybucja w pierwszym kwartale 2020 roku przyłączył do sieci energetycznej ok. 12 tys. mikroinstalacji o mocy blisko 81 MW. To prawie pięć razy więcej niż w analogicznym okresie ubiegłego roku. Tauron informuje, że w 2017 roku do sieci zostało przyłączonych ponad cztery tysiące mikroinstalacji o mocy 24 MW. W 2018 roku nastąpił wzrost i spółka przyłączyła ponad osiem tysięcy mikroinstalacji o mocy 48 MW. W 2019 roku Tauron przyłączył do swojej sieci energetycznej już ponad 30 tys. mikroinstalacji o mocy 206 MW. Podsumowując, do sieci spółki przyłączonych zostało już ponad 59 tys. mikroinstalacji o mocy 390 MW.
Jeżeli chodzi o inwestycje, to w Segmencie Dystrybucja w 2019 roku poniesiono łącznie 1, 785 mld zł nakładów inwestycyjnych. Główne kierunki inwestowania to: 996 mln zł na inwestycje związane z modernizacją i odtworzeniem sieci, 667 mln zł na inwestycje związane z przyłączeniem nowych odbiorców. Plan inwestycyjny na rok 2020 zakłada inwestycje o łącznej wartości ponad 1,9 mld zł.
Inwestycje są, ale czy wystarczające?
Podczas konferencji branżowych często wskazuje się, że za transformacją energetyczną powinny iść inwestycje w sieć dystrybucyjną, która jest niedoinwestowana. Prof. Konrad Świrski z Politechniki Warszawskiej w komentarzu dla BiznesAlert.pl zauważa, że żadne z obecnych sieci dystrybucyjnych na całym świecie nie są przystosowane w pełni do rozwoju energetyki rozproszonej. – Nowa generacja o charakterze rozproszonym z natury jest inna niż obecne systemy energetyczne, które są scentralizowane – wszędzie trwają prace, inwestycje i poszukiwania nowych technologii – tłumaczy Świrski. – Energetyka zdecentralizowana, w tym fotowoltaika, faktycznie korzysta ze wszystkich możliwości, jakie dają obecne sieci dystrybucyjne (tj. odbiór energii, bilansowanie, zabezpieczenie zasilania odbiorców w przypadku braku generacji PV) i jej rozwój wymusza zmiany sieci, a więc też i koszty – tłumaczy dalej prof. Świrski. Zauważa jednak, że polskie sieci są dostosowywane w miarę intensywnie. – W końcu podłączono do nich bardzo dynamicznie 2 GW mocy PV, ale wymagają kolejnych inwestycji, jeśli ilość PV będzie dalej rozwijać się w takim samym, a może i wyższym tempie – tłumaczy nasz komentator. Podkreśla, że problem przebudowy sieci, zarówno przesyłowych, jak i dystrybucyjnych, oraz wdrażania wszystkich dodatkowych technologii, jak np. magazynowanie energii, to całościowy problem. – Jeśli mówimy więc o rozwoju OZE, w tym o rozwoju mikroinstalacji, to mówimy także o takim koszcie rozwoju sieci – dodaje.
Z kolei Grzegorz Wiśniewski, prezes Instytutu Energetyki Odnawialnej zauważa, że obecnie mikroinstalacje to w zasadzie wyłącznie fotowoltaika na dachach. – Instalacje fotowoltaiczne, podobnie jak elektrownie wiatrowe, to źródła pogodowo zależne, rozwijane przez niezależnych producentów energii. Z obu ww. powodów nie są „lubianymi gośćmi” w sieci, w nieelastycznym KSE zarządzanym przez OSD. KSE tworzą pionowo zintegrowane monopole, które kultywują tradycje centralnej, państwowej elektrowni (tzw. JWCD), zarządzanej przez OSD z tej samej grupy – wskazuje Wiśniewski. Według niego OSD z konieczności „dryfują w kierunku konserwatyzmu technologicznego i działań nieinnowacyjnych”. – Koronnym argumentem za pasywną postawą OSD wobec źródeł pogodozależnych jest ciągła niewiara, że w KSE może być więcej niż 3-5 procent energii z pogodozależnych OZE. Tymczasem w Polsce jest już 8 procent, w Niemczech 20 procent, w Hiszpanii 30 procent, w Danii ponad 60 procent, a tamtejsze systemy działają (oczywiście nie bez kłopotów, które zawsze się zdarzają, nawet bez OZE) lepiej niż nasz, głównie dlatego, że zagraniczne OSD bardziej proaktywnie rozwiązują problemy i przez to uczą się – wskazuje ekspert.
Prezes IEO zauważa, że przeszkodą dla konstruktywnego wykorzystania potencjału OSD na rzecz transformacji energetycznej są regulacje. – W szczególności w postaci tzw. rozliczenia netto prosumentów w okresie całego roku. Regulacja jest antyinnowacyjna; blokuje rozwój magazynów energii, DSM, DSR, zamiany nadwyżek na ciepło, dzielenie się energią. Zachęca prosumenta do nieracjonalnego zwiększania zużycia energii wtedy, gdy jego instalacja nie pracuje przez np. instalowanie pompy ciepła. Ignoruje fakt, że są rozbieżności pomiędzy profilem produkcji energii z dachowej PV, a profilem zużycia energii przez prosumenta, co w szczególności dotyczy tradycyjnych prosumentów – gospodarstw domowych, korzystających z taryfy „G”. Znacznie większa korelacja zużycia i konsumpcji i wyższy współczynnik autokonsumpcji jest w małych firmach, korzystających z taryf „C” – tłumaczy Wiśniewski. – OSD przejmują za darmo od prosumenta każdą nadwyżkę z instalacji PV i bez kosztów przekazują ją do jego sąsiada, a ten płaci za okazjonalną, faktycznie bezkosztową, usługę w postaci stawki zmiennej taryfy dystrybucyjnej. OSD ponoszą koszty zainstalowania liczników inteligentnych, ale są taryfowane, a ponadto dzięki tym inwestycjom OSD obniżają koszty odczytu liczników. Gdyby nie rozwój rynku prosumenckiego i fakt, że mikroinstalacje to już teraz 1,5 GW mocy w KSE, które pod koniec 2020 roku przekroczą 1,8 GW, OSD per saldo podobnie jak PSE byłyby beneficjentem systemu – tłumaczy Wiśniewski.
Mikroinstalacje powinny być także geograficznie optymalnie planowane i równomiernie rozłożone. W węzłach sieci mogłyby osiągnąć nawet 5 GW, nie powodując nadmiernych obciążeń w sieci. – Gdyby dodatkowo był znany plan rozwoju mikroinstalacji na terenie każdego OSD na minimum 5 lat, można by adekwatnie taryfować koszty inwestycji OSD w rozwój sieci. W konsekwencji można by uniknąć ryzyka odłączania instalacji w przeciążanych węzłach sieci, co niestety nam grozi. Nie ma realizowanych z wyprzedzeniem, koniecznych inwestycji w sieci niskiego napięcia i w smart grid, ale nikt o tym nie myśli, a przynajmniej nie mówi. Jeżeli w obecnym systemie będzie dalej szybko przybywać prosumentów, pojawią się problemy po obu stronach i albo je rozwiążemy z wyprzedzeniem, albo dojdzie do konfliktów na nieznaną do tej pory skalę – prosumenci to już duża siła polityczna, a za nimi stoi antymonopolowa i proklimatyczna polityka UE – ostrzega Wiśniewski.
Prezes IEO wskazuje także na potrzebę zmiany systemu taryfowania tj. wprowadzenie taryf dynamicznych, odejście od niezgodnej z prawem UE koncepcji „mrożenia” taryf oraz od obecnego modelu regulacji prosumenckich. – Dużo mogą zrobić same OSD. Chodzi o zaangażowanie OSD do oceny zdolności przesyłowych, określających możliwości przyłączania nowych odbiorców i źródeł rozproszonych na poziomie wszystkich stacji średniego napięcia , z uwzględnieniem okresów maksymalnego obciążenia w szczytach letnim i zimowym oraz jakości energii w miejscach dostarczania. Wyniki tych ocen, dla każdego węzła, powinny być dostępne publicznie. Jeżeli OSD same tego tematu nie podejmą, należy je przymusić przepisami Prawa energetycznego. Być może potrzebne są też szkolenia dla wyższych szczebli zarządzania w OSD – tłumaczy w komentarzu dla BiznesAlert.pl prezes Wiśniewski.
Nowa rola OSD
Operatorzy sieci dystrybucyjnej będą mogli efektywnie realizować zadania w dobie transformacji energetycznej przede wszystkim dzięki inwestycjom, ale i zmianom w regulacjach, O nowej roli OSD można przeczytać w najnowszym raporcie Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPIRE). Na skutek szybkiego rozwoju energetyki rozproszonej zmieni się rola OSD na rynku energii. Wiele nowych elementów rynku energii dotyczy bezpośrednio OSD, na przykład pakiet energetyczny UE „Czysta Energia dla wszystkich Europejczyków”. Pakiet zakłada wprowadzenie europejskiego stowarzyszenia OSD (EU DSO), działającego na wzór ENTSO-E. Podstawową rolą OSD ma być wspieranie rozwoju rynku. Operator ma być neutralnym podmiotem, stanowiącym platformę dla funkcjonowania rynku detalicznego energii elektrycznej i umożliwiającym rozwój nowych funkcjonalności i aktywności. Ponadto czytamy w raporcie PTPIRE, że kluczowe kwestie we wspomnianym pakiecie, to „współpraca OSD i OSP, rozwój sieci w kierunku sieci inteligentnej, pozyskiwanie usług elastyczności dla OSD, udział OSD w nowych aktywnościach na rynku energii”. PTPIRE wskazuje także priorytety OSD do 2030 roku. Wśród nich nowy model funkcjonowania OSD na zmieniającym się rynku energii, model regulacji OSD, gwarantujący realizację nowych wyzwań, bilansowanie lokalne z uwzględnieniem nowych podmiotów, współpraca z użytkownikami systemu we wspólnotach energetycznych czy współpraca z otoczeniem.
Już dziś OSD jest istotnym podmiotem w rozwoju mikroinstalacji PV i jego rola będzie wzrastać w dobie rozwoju magazynów energii, elektromobilności, smart grid czy innowacji. Rozwój energetyki rozproszonej wymaga przebudowy systemu na bardziej elastyczny. Istotne są inwestycje, jednak te są przeniesione na barki operatorów, których należałoby wesprzeć pod względem regulacyjnym i finansowym, co przełoży się na szybszy rozwój OZE, a tym samym na transformację energetyczną. W przyszłości to operatorzy systemów dystrybucyjnych będą mogły kreować i wspierać rozwój rynku, zwłaszcza tych lokalnych.
