Zmiany w Prawie energetycznym zablokują wejście na rynek nowym uczestnikom
Rząd pracuje nad przepisami, które mają usprawnić procesy przyłączeniowe i odblokować miejsce w sieci dla projektów OZE, eliminując z rynku podmioty, które uzyskały warunki przyłączenia w „celach spekulacyjnych”, a nie w celu budowy konkretnych instalacji. O tym, jakie mogą być konsekwencje ich uchwalenia dla inwestorów z rynku OZE i jak należałoby zmodyfikować politykę państwa, aby otworzyć rynek energetyczny dla nowych uczestników rozmawiamy z Tomaszem Podgajniakiem, wiceprezesem Polskiej Izby Gospodarczej Energetyki Odnawialnej i Rozproszonej (PIGEOR).
Gramwzielone.pl: Projekt nowelizacji ustawy Prawo energetyczne oznaczony jako UC84 wzbudził liczne kontrowersje wśród przedstawicieli organizacji branżowych związanych z rynkiem OZE. Dlaczego?
Tomasz Podgajniak, PIGEOR: Dlatego, że postrzegamy niektóre proponowane rozwiązania jako klasyczne „wylewanie dziecka z kąpielą”. Dotyczy to w szczególności opłat związanych z uzyskiwaniem warunków przyłączenia instalacji OZE do sieci. Do tej pory zaliczka z tego tytułu wynosiła 30 zł za każdy MW instalowanej mocy. Projekt ustawy UC84 podwaja tę kwotę do 60 zł/KW, co już jest sporym ciosem dla mniejszych inwestorów. Przypomnijmy, że przy projekcie o mocy 100 MW kwota do zapłaty już na etapie ubiegania się o warunki przyłączenia wyniesie 6 mln zł. Ale to nie wszystko: ustawa ma działać także wstecz i objąć także już realizowane projekty. A to oznacza, że wszystkie tworzone dla nich modele finansowe wezmą w łeb.
Inwestycja w instalację OZE sama w sobie stanowi ogromny koszt. Czy te 6 mln zł będzie stanowiło realną barierę wejścia na rynek dla inwestorów?
Tak, zwłaszcza dla tych, którzy już rozpoczęli realizację projektu. Ale może się okazać, że będzie to też bariera dla mniejszych przedsiębiorców, którzy rozpoczęli już tworzenie projektu instalacji, ale jeszcze nie podjęli działań związanych ze zgromadzeniem niezbędnej dokumentacji. Pamiętajmy, że modele finansowe dla tego typu projektów składają się z dwóch etapów: w pierwszym wycenia się koszt uzyskania dostępu do gruntu i przygotowania dokumentacji projektowej, w tym m.in. oceny oddziaływania na środowisko oraz możliwości przyłączeniowych, które są podstawą do podpisania umowy przyłączeniowej. Dopiero po podpisaniu umowy rozpoczyna się drugi etap, w którym można się starać o finansowanie inwestycji z zewnętrznych instytucji – mówi się, że projekt staje się „bankowalny”, tzn. można go już realnie wycenić i na tej podstawie uzyskać finansowanie zewnętrzne, z reguły w wysokości 60–80 proc. całego kosztu inwestycji.
W przypadku dużego parku wiatrowego o mocy 250 MW składającego się 30–40 nowoczesnych turbin pierwszy etap może kosztować inwestora nawet kilka milionów złotych. W drugim etapie musi wziąć na siebie koszty wkładu własnego w wysokości około 20–40 proc. nakładów inwestycyjnych. Jeśli na tym etapie za każde 100 MW będzie musiał dopłacić nagle 6 mln zł, okaże się, że brakuje mu w portfelu 15 mln zł. To dla projektu w realizacji może okazać się barierą nie do przekroczenia, zmieniającą zasadniczo rentowność przedsięwzięcia.
Jak więc należałoby sformułować nowe przepisy, aby chroniły inwestorów, a jednocześnie przeciwdziałały spekulacjom na rynku OZE?
Jako PIGEOR mamy świadomość, że skala spekulacji w tym segmencie jest duża, bo sami otrzymujemy propozycje wykupu projektów „zombie”, dla których zostały wydane warunki przyłączenia, ale które przez lata pozostały jedynie na papierze, blokując dostęp do sieci innym inwestorom. Aby to ukrócić, operatorzy systemów dystrybucyjnych i przesyłowego powinni w terminie 9–12 miesięcy od daty wejścia w życie nowych przepisów przedstawić inwestorom posiadającym już wydane warunki przyłączenia propozycje umów przyłączeniowych – ale tylko dla tych, którzy osiągnęli tzw. kamienie milowe, czyli są w stanie wykazać, że zgromadzili już lub w dającej się określić perspektywie zgromadzą komplet dokumentacji projektowej, umożliwiającej uzyskanie niezbędnych zgód i pozwoleń.
Jeżeli podpisanie umowy ze względu na niespełnienie tych warunków albo na odmowę ze strony podmiotu wnioskującego nie byłoby możliwe, warunki przyłączenia można byłoby „wygasić”. Takie podejście uważamy za słuszne i wystarczające, aby „odsiać ziarno od plew” i skutecznie ograniczyć spekulacje w tym obszarze. Natomiast proponowane podwyższenie zaliczki z tytułu opłaty za przyłączenie jest krokiem nadmiarowym, obciążającym niepotrzebnie wszystkich – w tym rzetelnych inwestorów – i służącym jedynie podmiotom państwowym, które znajdują się i tak w uprzywilejowanej pozycji.
W jakim sensie zaliczka wspiera podmioty państwowe?
W przypadku dużych, zintegrowanych pionowo koncernów energetycznych prowadzących działania w zakresie wytwarzania, obrotu i dystrybucji wniesienie takiej opłaty przez ich spółki zależne to tylko przekładanie pieniędzy „z kieszeni do kieszeni”. Natomiast podwyższone kwoty zaliczek i kaucji wpłacanych przez pozostałych inwestorów poprawiają tylko kondycję finansową największych graczy.
Spodziewamy się niestety, że w obliczu podwyższenia progu dostępu do sieci elektroenergetycznej mniejsi inwestorzy zaczną sprzedawać swoje projekty dużym firmom, w tym największym państwowym sprzedawcom energii. Zauważmy, że w Polsce mamy de facto monopol zarówno na moce sieciowe, jak i same sieci. Jako PIGEOR już dawno postulowaliśmy rzeczywisty unbunding polskiego rynku energii, a więc całkowite oddzielenie dystrybucji w ramach OSD od sprzedaży. W takim środowisku rynkowym operatorzy systemu dystrybucyjnego byliby faktycznie zainteresowani przyłączeniem do sieci jak największej liczby podmiotów prywatnych, gdyż bezpośrednio wpływałoby to na ich przychody, zaś spółki sprzedające energię nie miałyby narzędzi umożliwiających blokowanie konkurencji na rynku.
Państwa organizacja kontestowała także wprowadzenie konkursów w miejsce aukcji na przydzielanie mocy przyłączeniowych. Czy to także ma związek z postulowanym przez Pana wzrostem konkurencyjności na rynku?
Wyjaśnijmy najpierw ideę samych aukcji. Wynika ona bezpośrednio z zapisów unijnej dyrektywy RED3, która m.in. nakłada na państwa członkowskie obowiązek wyznaczenia priorytetowych obszarów przyłączania do sieci oraz wyznaczenia dla nich specjalnych, a w praktyce łatwiejszych warunków przyłączania. Dodatkowo operatorzy systemów dystrybucyjnych i przesyłowego zobowiązani są do opracowania wieloletnich planów rozwoju sieci, biorąc pod uwagę zapotrzebowanie na moc oraz zdolności transmisji energii. Do tej pory obowiązek zbadania, który obszar będzie optymalny do rozlokowania inwestycji OZE, spoczywał na inwestorze. Zgodnie z dyrektywą obowiązek ten przejmuje państwo, a wyznaczone obszary staną się łakomym kąskiem dla inwestorów. Powstaje więc pytanie, kto ma pierwszeństwo do inwestowania na takim terenie. O tym miała właśnie rozstrzygnąć proponowana w pierwotnej wersji projektu aukcja. W projekcie uchwalonym przez rząd została ona jednak zastąpiona formułą konkursu, co daje ponownie pole do nadużyć i spekulacji, ograniczając transparentność procesów przyłączeniowych. Znów istnieje niebezpieczeństwo ingerencji państwa, które w mojej opinii powinno raczej ograniczać swoją aktywność do likwidowania „wąskich gardeł” w sieciach przesyłowych, a nie tworzyć bariery dla rzetelnych przedsiębiorców.
Zwłaszcza że w najbliższych latach prognozuje się znaczne zagęszczenie przesyłu energii między północą a południem Polski, głównie za sprawą inwestycji w morskie farmy wiatrowe.
Byłbym ostrożny, jeśli chodzi o prognozy rozwoju polskiego segmentu offshore. Jest to bez wątpienia sektor mocno lobbowany w polskiej polityce, natomiast brakuje realnych działań, które zabezpieczyłyby go przed potencjalnymi atakami na działającą już infrastrukturę energetyczną. Wyobraźmy sobie, że farmę wiatrową atakuje podwodny dron, który przecina kable biegnące po dnie morza. Obecnie Polska nie ma wystarczających środków obrony, które byłyby w stanie skutecznie przeciwdziałać podobnym atakom, a zamówione właśnie ze Szwecji trzy nowoczesne łodzie podwodne zostaną nam dostarczone dopiero za wiele lat. Dlatego w mojej opinii Polska powinna skoncentrować swoje działania na wykorzystaniu w pierwszej kolejności potencjału lądowego OZE, którego zdolności wytwórcze szacuję na co najmniej 150 TWh – niemal tyle, ile całe zapotrzebowanie kraju na energię elektryczną. A jego budowa jest 2,5–3-krotnie tańsza niż rozwój segmentu offshore.
Jakie konkretnie technologie lądowe powinniśmy rozwijać?
Jestem zdania, że najbezpieczniejszą i najbardziej przyszłościową inwestycją jest budowa lądowych farm wiatrowych. Fotowoltaika jest co prawda nieco tańsza, ale za to cechuje się znacznie niższą sprawnością (stopniem wykorzystania mocy zainstalowanej) niż farmy wiatrowe. Z dostępnych danych wynika, że średnioroczna sprawność instalacji PV wynosi ok. 10–11 proc., ale latem wskaźnik ten jest znacznie wyższy, a zimą – kilkakrotnie niższy. Ponad 75–80 proc. produkcji z PV przypada na okres wiosny i lata. Tymczasem sprawność turbin wiatrowych waha się w granicach 25–35 proc. w zasadzie z niewielką zależnością od pory roku i pory dnia. Ponadto nowoczesne wiatraki, z turbinami lokowanymi na znacznie wyższych wieżach i z dłuższymi łopatami, wykazują sprawność nawet rzędu 35–40 proc.
I tu ciekawostka: pod względem ogólnej sprawności farm wiatrowych Polska już wiele lat temu wyprzedziła Niemcy – podczas gdy w naszym kraju średnia sprawność wszystkich zainstalowanych turbin w roku wynosi właśnie 25–27 proc. (szacuje się, że w 2024 r było to nawet 28 proc.), w Niemczech nie przekraczała ona 19–20 proc. Nasze turbiny zaczęły bowiem powstawać blisko dwie dekady później, są więc nowocześniejsze niż te działające u naszych zachodnich sąsiadów. Wszystkie mają jednak tę podstawową zaletę, że przy wykorzystaniu nowoczesnych narzędzi prognostycznych ilość generowanej przez nie energii można przewidzieć z 90-procentową dokładnością nawet do 48 godzin naprzód. Pozwala to lepiej zarządzać systemem elektroenergetycznym.
Lądowa energetyka wiatrowa w Polsce napotyka jednak na szereg trudności natury legislacyjnej.
To prawda. I tu znów wracamy do roli państwa jako regulatora rynku energetyki. Od kilku lat mamy do czynienia w Polsce z sytuacją, w której gotowe rozwiązania „leżą na stole” – trzeba tylko po nie sięgnąć, przeanalizować i stworzyć spójną koncepcję rynku energetycznego w Polsce, tak aby zapewnić mu stabilność i jednocześnie wspierać rozwój OZE. Upraszczając, mamy w naszym kraju cztery grupy podmiotów, które wymagają odmiennej koncepcji w tym zakresie: małe gminy, które szybko mogą zapewnić sobie znaczne pokrycie potrzeb energetycznych z OZE, średnie gminy, w których może być konieczne uzupełnienie OZE energią konwencjonalną, duże gminy, które mają najmniejsze szanse na wygospodarowanie fizycznej przestrzeni do rozwoju OZE, należy więc dla nich stworzyć inną koncepcję zabezpieczenia w energię oraz duże energochłonne zakłady przemysłowe, które nie mogą sobie pozwolić na przestoje, więc w najmniejszym stopniu będą skłonne do korzystania z mniej stabilnych źródeł energii.
Rolą państwa jest wypracowanie dla każdej z tych grup odpowiedniej strategii energetycznej kosztem odejścia od wspierania przestarzałych technologii produkcji energii oraz grup zawodowych związanych z tą produkcją. Tymczasem działania państwa polskiego raczej świadczą o jego reaktywno-pasywnym nastawieniu do tej roli, a proponowana ustawa jawi mi się w tym kontekście jako kolejna próba stworzenia barier wejścia na rynek dla nowych uczestników.
Rozmawiała: Agata Świderska
agata.swiderska@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy Gramwzielone.pl Sp. z o.o.
