Certyfikat NC RfG — co sprawdzić u dostawcy falownika i PCS przed 1 stycznia 2027 r. (moduły typu B)

Certyfikat NC RfG dla falownika farmy PV lub przekształtnika magazynu energii musi pochodzić z programu certyfikacji według wersji 1.3 dokumentu PTPiREE. Od 1 stycznia 2027 r. operatorzy zrzeszeni w PTPiREE — Enea Operator, Energa-Operator, PGE Dystrybucja, Stoen Operator i TAURON Dystrybucja — przyjmują wyłącznie certyfikaty wydane według dokumentu „Warunki i procedury wykorzystania certyfikatów” (WiPWC) w wersji 1.3. Certyfikaty z wersji 1.2 oraz pozycje ujęte w wykazie na dzień 1.11.2024 r. są uznawane najdłużej do 31.12.2026 r. Wykaz urządzeń akceptowanych z 26.10.2026 r. liczy 2491 pozycji wersji 1.3, z czego 2122 odnosi się do wymogów ogólnego stosowania z 2025 r. (WOS 2025), a 369 — do WOS 2018. Najwięcej ryzyka niosą moduły typu B, czyli od 0,2 MW do poniżej 10 MW: tam certyfikat jest obowiązkowy dla sześciu zdolności, w tym FRT i szybkiego prądu zwarciowego. Uwaga na pojęcia: „certyfikat NC RfG” to certyfikat sprzętu w rozumieniu art. 2 pkt 47 rozporządzenia (UE) 2016/631, a nie deklaracja zgodności CE ani raport z badań według PN-EN 50549. Artykuł dotyczy przyłączeń do sieci SN polskich OSD; stan prawny na 29.10.2026 r.

Certyfikat NC RfG — co to jest i kogo dotyczy?

NC RfG to kodeks sieci przyjęty rozporządzeniem Komisji (UE) 2016/631 z 14.04.2016 r. Art. 2 pkt 47 definiuje certyfikat sprzętu jako dokument wydawany przez upoważniony podmiot certyfikujący dla sprzętu używanego w module wytwarzania energii; art. 31 pozwala wykorzystać go w procedurze pozwolenia na użytkowanie, by zastąpić część procesu weryfikacji spełnienia wymogów. W Polsce zasady jego użycia opisuje WiPWC: certyfikat wydaje akredytowana jednostka certyfikująca według normy PN-EN ISO/IEC 17065, w programie certyfikacji zgodnym z PN-EN ISO/IEC 17067.

Certyfikat nie dotyczy całej farmy, tylko komponentu, który zapewnia daną zdolność. WiPWC podaje przykłady wprost: w fotowoltaice komponentem jest falownik, a jeśli funkcja jest realizowana na poziomie nadrzędnym — także regulator nadrzędny parku (ang. power plant controller, PPC). Gdy moduł składa się z kilku jednostek, właściciel przedstawia certyfikat dla każdego urządzenia powtarzalnego, np. dla każdego modelu falownika. Rozporządzenie 2016/631 nie obejmuje urządzeń magazynowania (art. 3 ust. 2 lit. d), ale wykaz PTPiREE zawiera osobną kategorię „przekształtnik do współpracy z magazynem energii” — w magazynie tę rolę pełni przekształtnik PCS, a wymagania wobec niego wynikają z IRiESD i warunków przyłączenia. Procedurę przyłączenia magazynu, opłaty i terminy opisuje artykuł przyłączenie magazynu energii do sieci; tutaj chodzi wyłącznie o dokument, który dostawca musi dołączyć do urządzenia.

Stacja transformatorowa SN/nn i rozdzielnica SN nie są modułem wytwarzania i nie mają własnego certyfikatu NC RfG. Wpływają jednak na wynik w punkcie przyłączenia: transformator pobiera moc bierną, co zmienia bilans Q, który falowniki muszą pokryć — obliczenia zawiera artykuł transformator do farmy fotowoltaicznej.

Od kiedy certyfikat NC RfG jest obowiązkowy? Terminy 2016–2027

Daty mieszają się w ofertach i na forach, bo obowiązują równolegle dwa wykazy i dwie wersje WOS. Poniższe zestawienie oparto na komunikatach PTPiREE, URE i TAURON Dystrybucja.

Obie daty należy rozpatrywać łącznie. O tym, które WOS mają zastosowanie do modułu, decyduje data wydania warunków przyłączenia: dla typów B, C i D wydanych od 1.12.2025 r. — WOS 2025. O tym, jaki certyfikat zostanie przyjęty, decyduje termin z WiPWC 1.3: certyfikaty z wersji 1.2 są uznawane najdłużej do 31.12.2026 r., a od 1.01.2027 r. obowiązkowy jest certyfikat według wersji 1.3. Jak operator stosuje ten termin do modułu w trakcie przyłączania, warto potwierdzić u właściwego OSD. Farma z warunkami z 2026 r., budowana w 2027 r., podlega obu zmianom naraz.

Typ modułu A, B, C, D według NC RfG — progi mocy w Polsce

Art. 5 ust. 2 rozporządzenia 2016/631 dzieli moduły według napięcia punktu przyłączenia i mocy maksymalnej. Moc maksymalna (Pmax) to według art. 2 pkt 16 maksymalna moc czynna generowana w sposób ciągły, pomniejszona o zapotrzebowanie własne, określona w umowie przyłączeniowej. Polska przyjęła progi typów B i C niższe niż maksymalne wartości dopuszczone dla Europy kontynentalnej; domyślną moc bierną dla każdego typu zestawia artykuł o transformatorze do farmy PV.

Próg typu B w Polsce jest pięć razy niższy od limitu UE: 1 MW ÷ 0,2 MW = 5. Dlatego zwykła farma PV 1 MW przyłączona do sieci SN to w Polsce moduł typu B — z FRT, szybkim prądem zwarciowym i sterowaniem z systemu OSD. Art. 5 ust. 2 lit. b mówi o mocy „na poziomie lub powyżej progu”, więc moduł o Pmax równej dokładnie 200 kW jest już typem B.

Co potwierdza certyfikat, a co test na miejscu — tabela PTPiREE dla PPM

WiPWC 1.3 w pkt 6 rozstrzyga dla modułów parku energii (PPM — falowniki PV, magazyny, turbiny wiatrowe), które testy i symulacje zgodności certyfikat musi zastąpić („Certyfikat”), które może („opcjonalnie”), a których nie zastępuje („Nie”). Kreska oznacza, że wymóg nie ma zastosowania do danego typu.

Dla typu B certyfikat musi zatem potwierdzać sześć zdolności (6.1, 6.9, 6.10, 6.11, 6.14, 6.15) i dwie opcjonalnie. Ważne zastrzeżenie z pkt 6.1: jeśli LFSM-O realizuje regulator parku, a nie sam certyfikowany falownik, test zgodności tej zdolności na obiekcie i tak trzeba przeprowadzić według procedury testowania. Certyfikat falownika nie zwalnia więc z testu, gdy PPC przejmuje regulację mocy.

Lista certyfikatów NC RfG (wykaz PTPiREE, PDF) — jak sprawdzić urządzenie

Certyfikaty dostarczone przez właścicieli zakładów rejestruje właściwy operator (art. 41 ust. 3 lit. f rozporządzenia w zw. z pkt 8 WiPWC), a wykaz urządzeń akceptowanych prowadzi PTPiREE (pkt 8 WiPWC). Na 26.10.2026 r. opublikowane są dwa wykazy:

Liczby ustalono na podstawie plików PDF opublikowanych przez PTPiREE (numeracja „Lp.” i kolumna „Wersja WOS”). Udział WOS 2025 w wykazie 1.3: 2122 ÷ 2491 = 85,2 %. Ponad trzy czwarte wszystkich pozycji, 8531 ÷ 11 022 = 77,4 %, znajduje się w wykazie 1.2 i od 1.01.2027 r. przestaje być uznawane. GLOBENERGIA (30.04.2026 r.) opisała przypadki, w których certyfikaty odnoszące się do dokumentu z 2018 r. ograniczono na liście do typu A — dla modułów B, C, D liczy się data wydania warunków przyłączenia.

W wykazie sprawdza się sześć kolumn: numer dokumentu, producenta, rodzaj urządzenia, typ/model, zakres wymagań PPM (A, B, C, D) i wersję oprogramowania. Pozycja z zakresem „A” nie wystarcza dla farmy 1 MW, a model z inną wersją oprogramowania niż w certyfikacie to urządzenie nieobjęte certyfikatem (załącznik nr 1 lit. i wymaga identyfikacji typu/modelu i wersji oprogramowania).

Bank Nastaw dla Polski — nastawy dla modułu typu B w sieci SN

Od wersji 1.3 certyfikat musi potwierdzać, że w oprogramowaniu urządzenia można wybrać zbiór nastaw z „Banku Nastaw dla Polski”, nazwany jednoznacznie, np. „typ B – SN – PL_v.1.xx”, oraz że urządzenie ma nieusuwalny rejestr zmian ze znacznikiem czasu. Dla modułu typu B przyłączonego do sieci SN Bank Nastaw 1.1 podaje:

Bank Nastaw zastrzega, że progi napięciowe w punkcie przyłączenia należy skoordynować z dopuszczalnymi poziomami napięcia w sieci SN operatora, a zabezpieczenie podnapięciowe nie może blokować FRT ani wprowadzania prądu biernego. Ostateczne nastawy podaje więc OSD w warunkach przyłączenia i IRiESD.

Przykład: farma PV 1,5 MW w sieci 15 kV — typ modułu, LFSM-O i prąd bierny przy zwarciu

Założenia: moduł parku energii o Pmax = 1,5 MW (pięć falowników po 300 kVA, napięcie AC 0,8 kV), przyłączenie do sieci 15 kV, warunki przyłączenia wydane w marcu 2026 r., dokumenty dla OSD składane w 2027 r. Nastawy według Banku Nastaw dla typu B – SN.

1. Typ modułu. Pmax = 1,5 MW; 0,2 MW ≤ 1,5 MW < 10 MW, napięcie 15 kV < 110 kV — typ B. Według art. 32 rozporządzenia 2016/631 do pozwolenia na użytkowanie potrzebny jest PGMD.

2. Wersja WOS i certyfikatu. Warunki wydane od 1.12.2025 r., więc obowiązuje WOS 2025; dokumenty składane po 1.01.2027 r., więc certyfikat każdego z pięciu falowników musi pochodzić z wykazu 1.3, mieć zakres „B” i odniesienie do WOS 2025.

3. LFSM-O przy 50,7 Hz. Falowniki oddają Pref = 1,2 MW w chwili przekroczenia 50,2 Hz.

   ΔP = Pref × [(f − 50,2 Hz) ÷ 50 Hz] ÷ s

   ΔP = 1,2 MW × (0,5 Hz ÷ 50 Hz) ÷ 0,05 = 1,2 MW × 0,01 ÷ 0,05 = 0,24 MW, więc moc spada do 1,2 − 0,24 = 0,96 MW.

4. To samo według WOS 2018. Dokument z 2.01.2019 r. przyjmował dla PPM Pref równą mocy maksymalnej: ΔP = 1,5 MW × 0,01 ÷ 0,05 = 0,30 MW (liczone od Pmax), czyli przy tej samej mocy 1,2 MW w chwili progu moduł schodzi do 1,2 − 0,30 = 0,90 MW. Różnica 0,06 MW pokazuje, dlaczego certyfikat musi wskazywać wersję WOS.

5. Szybki prąd zwarciowy przy zapadzie do 0,5 Un. Napięcie przed zakłóceniem 1,0 Un, K1 = 2; dla uproszczenia przyjęto ten sam względny zapad w punkcie przyłączenia i na zaciskach falownika.

   ΔIQ1 = K1 × |U1 − Ū1| ÷ Un

   ΔIQ1 = 2 × (1,0 − 0,5) = 1,0 In. Prąd znamionowy falownika: In = 300 kVA ÷ (√3 × 0,8 kV) = 300 ÷ 1,3856 = 216,5 A, więc dodatkowy prąd bierny wynosi 216,5 A na falownik i 5 × 216,5 = 1082,5 A po stronie nn. Czas narastania ≤ 30 ms, czas ustalania ≤ 60 ms. Przy zapadzie do 0,3 Un wynik 2 × 0,7 = 1,4 In przekracza zwykle dopuszczalny prąd fazowy Imax — wtedy falownik ogranicza prąd bierny do Imax.

6. Odbudowa mocy po zwarciu. Po usunięciu zwarcia i powrocie napięcia do co najmniej 0,9 Un moduł musi wrócić do 90 % mocy sprzed zakłócenia w ≤ 5 s: 0,9 × 1,2 MW = 1,08 MW.

7. Termin dla wykazu 1.2. Od 29.10.2026 r. do 1.01.2027 r. pozostają 64 dni. Falownik wpisany tylko do wykazu 1.2 nie wystarczy przy PGMD składanym w 2027 r.

Wniosek z przykładu: do zapytania o falowniki lub PCS dla tej farmy nie wystarczy hasło „certyfikat NC RfG”. Potrzebny jest numer pozycji w wykazie 1.3, zakres typu B, WOS 2025 i wersja oprogramowania zgodna z dostarczanym egzemplarzem.

Co musi zawierać certyfikat NC RfG — załącznik nr 1 WiPWC

Załącznik nr 1 do WiPWC 1.3 wymienia od lit. a do lit. v pozycje, które musi mieć certyfikat. PTPiREE opublikowało 2.10.2025 r. „Kodyfikację niezgodności w certyfikatach” — listę najczęstszych braków. Przy odbiorze dokumentów od dostawcy warto sprawdzić przede wszystkim:

• tytuł („Certyfikat sprzętu”, „Certyfikat typu”, „Certyfikat jednostki” lub „Certyfikat zgodności”) i numer na każdej stronie;
• nazwę i adres zakładu produkcyjnego oraz typ, model i wersję oprogramowania urządzenia;
• przywołanie rozporządzenia 2016/631 i aktualnej wersji WOS, pełnymi nazwami;
• potwierdzenie wyboru zbioru nastaw Banku Nastaw dla Polski (typ A i B);
• symbol i numer akredytacji, datę wydania i termin ważności;
• tabelę ocen dla typów A–D: ocena pozytywna dotyczy wyłącznie typu wskazanego na pierwszej stronie certyfikatu.

Najczęstsze błędy przy certyfikacie NC RfG

• Liczenie typu modułu według progu UE. Farma 0,9 MW zakwalifikowana jako typ A, „bo typ B zaczyna się od 1 MW”. W Polsce typ B zaczyna się od 0,2 MW (decyzja Prezesa URE z 17.07.2018 r.); 0,9 MW to typ B. Błąd ujawnia się na etapie PGMD, gdy OSD żąda certyfikatów FRT i szybkiego prądu zwarciowego (pkt 6.9–6.11 WiPWC).
• Moduł 200 kW traktowany jako typ A. Pmax = 200 kW nie jest „poniżej” progu: art. 5 ust. 2 lit. b rozporządzenia 2016/631 mówi o mocy „na poziomie lub powyżej progu”. Moduł 200 kW to typ B, moduł 199 kW — typ A. O typie decyduje moc maksymalna z umowy przyłączeniowej, a nie suma mocy modułów PV w kWp.
• Certyfikat z wykazu 1.2 przy uruchomieniu w 2027 r. Termin ważności do 2029 r. podany na dokumencie niczego nie zmienia: certyfikaty z wersji 1.2 są uznawane do 31.12.2026 r. (pkt 10 ust. 2 WiPWC 1.3). Od 1.01.2027 r. obowiązkowe są certyfikaty wydane według WiPWC 1.3 (pkt 10 ust. 3).
• Zakres „A” zamiast „A, B”. Pozycja z zakresem tylko A nie potwierdza FRT ani szybkiego prądu zwarciowego. Weryfikacja: kolumna „Zakres wymagań PPM” w wykazie i tabela ocen w załączniku certyfikatu.
• Inna wersja oprogramowania niż w certyfikacie. Certyfikat identyfikuje urządzenie także wersją oprogramowania (załącznik nr 1 lit. i); egzemplarz z inną wersją oprogramowania nie jest objęty certyfikatem. Kontrola: odczyt wersji przy odbiorze i porównanie z wykazem.
• Pominięcie testu, gdy LFSM-O realizuje PPC. Certyfikat falownika zastępuje test LFSM-O tylko wtedy, gdy funkcja działa wyłącznie w falowniku (pkt 6.1). Przy regulacji przez regulator parku test na obiekcie jest obowiązkowy.

Certyfikat NC RfG w zapytaniu ofertowym o falownik lub PCS — lista kontrolna

• Typ modułu i Pmax — z warunków przyłączenia i umowy (art. 2 pkt 16 i art. 5 rozporządzenia 2016/631); od tego zależy wymagany zakres certyfikatu.
• Data wydania warunków przyłączenia — decyduje o zastosowaniu WOS 2018 albo WOS 2025 (komunikat URE z 30.05.2025 r.); certyfikat musi odnosić się do tej wersji WOS.
• Numer pozycji w wykazie PTPiREE 1.3 dla każdego modelu falownika lub PCS oraz zakres „B” (lub wyższy) — od 1.01.2027 r. obowiązkowy jest certyfikat według WiPWC 1.3 (pkt 10 ust. 3), a pozycja w wykazie potwierdza jego weryfikację przez OSD.
• Wersja oprogramowania dostarczanych egzemplarzy zgodna z certyfikatem i nazwa zbioru nastaw „typ B – SN – PL” z Banku Nastaw dla Polski.
• Termin ważności certyfikatu — najwyżej 5 lat od wydania (pkt 9 ust. 1 WiPWC); musi obejmować datę złożenia PGMD.
• Regulator parku (PPC) — certyfikat, jeśli realizuje LFSM-O lub sterowanie mocą, oraz zakres testów na obiekcie według procedury testowania OSD.
• Raporty z badań, na podstawie których wydano certyfikat — OSD może ich zażądać (pkt 3 WiPWC).
• Dane stacji SN/nn: moc i napięcie zwarcia transformatora, pobór mocy biernej, telemechanika — do bilansu Q w punkcie przyłączenia i sterowania z systemu OSD.

Rola Entogo

Entogo Inc. to kanadyjska firma z siedzibą w Toronto. Podstawowa gama własnej produkcji powstaje we własnej fabryce w Chinach. Firma dostarcza również dodatkowe urządzenia projektowe przez partnerów produkcyjnych. Producent, kraj pochodzenia, zakres techniczny, certyfikacja i warunki handlowe są potwierdzane dla każdego zamówienia; Entogo Inc. koordynuje wsparcie inżynierskie i projekt. W wersji na rynek UE stacje i transformatory są projektowane według IEC/EN, 50 Hz, z oznakowaniem CE: m.in. stacja transformatorowa dla farmy fotowoltaicznej i magazynu energii 1000–6300 kVA ze stroną nn 0,6–0,8 kV oraz stacja zewnętrzna 30–36 kV do 10 000 kVA. Stacja nie jest modułem wytwarzania i nie podlega certyfikatowi NC RfG; dane transformatora i rozdzielnicy potrzebne do bilansu mocy biernej w dokumentacji PGMD są dostępne na życzenie.

Dla przekształtników magazynu, np. w kontenerowym magazynie energii BESS, dobór przekształtnika (PCS) i dokumenty zgodności, w tym certyfikat NC RfG wymagany przez OSD, są ustalane dla projektu, a certyfikacja jest możliwa na życzenie; to, czy dany model i wersja oprogramowania figurują w wykazie PTPiREE 1.3, należy sprawdzić w wykazie przed zamówieniem. Kwalifikowalność magazynu do projektów finansowanych ze środków UE nie jest deklarowana; kraj pochodzenia baterii i przekształtników jest podawany w ofercie.

Czas dostawy stacji i transformatorów: ok. 12 tygodni średnio dla urządzeń katalogowych IEC/CE, termin potwierdzany w ofercie. Gwarancja wynosi co najmniej 36 miesięcy, a odpowiedź na zapytanie (nie oferta) przychodzi w ciągu jednego dnia roboczego. Do zapytania ofertowego wystarczą warunki przyłączenia i schemat jednokreskowy.

Podsumowanie

Certyfikat NC RfG wiąże się dziś z konkretnym terminem: 31.12.2026 r. kończy się uznawanie 8531 pozycji wykazu 1.2, a od 1.01.2027 r. OSD zrzeszone w PTPiREE przyjmują wyłącznie certyfikaty według WiPWC 1.3. Dla farmy PV od 0,2 MW (typ B) certyfikat musi pokrywać sześć zdolności, wskazywać WOS właściwy dla daty warunków przyłączenia, typ B i wersję oprogramowania dostarczonego falownika. Sprawdzenie numeru pozycji w wykazie przed podpisaniem zamówienia kosztuje kilka minut; brak certyfikatu w PGMD wstrzymuje wydanie pozwolenia na użytkowanie. Stację transformatorową dla takiego obiektu omawia także artykuł stacja transformatorowa kontenerowa — cena i wymagania.