PSF: Koncepcja reformy warunków przyłączenia OZE premiuje interesy operatorów
– Narracja o „spekulacji” służy naszym zdaniem tylko odwróceniu uwagi od realnych problemów – mówi Ewa Magiera z Polskiego Stowarzyszenia Fotowoltaiki (PSF) w rozmowie z portalem Gramwzielone.pl na temat wyzwań, przed którymi staje krajowy rynek fotowoltaiki. Jednym z nich jest coraz bardziej ograniczone miejsce w sieci dla nowych inwestycji.
Piotr Pająk, Gramwzielone.pl: Głównym problemem, jeśli chodzi o rozwój większych projektów OZE – w tym fotowoltaicznych – wydaje się coraz bardziej ograniczony dostęp do sieci oraz długotrwałe i mało transparentne procedury przyłączeniowe. Ostatnio Ministerstwo Klimatu i Środowiska rozpoczęło prace nad zmianami w Prawie energetycznym, które mają zwiększyć dostępne moce przyłączeniowe poprzez ograniczenie spekulacji w zakresie rezerwowania mocy przyłączeniowych. Czy zaproponowane przez ministerstwo aukcje na moce przyłączeniowe to krok w dobrym kierunku i jakie rozwiązania prawne są jeszcze potrzebne w tym zakresie?
Ewa Magiera, prezes zarządu Polskiego Stowarzyszenia Fotowoltaiki: Przede wszystkim należy podkreślić, że nazywanie w pełni legalnego obrotu warunkami przyłączenia czy umowami przyłączeniowymi mianem „spekulacji” jest bezpodstawne i obraźliwe dla uczciwych przedsiębiorców, których próbuje się niestety w ten sposób faktycznie stygmatyzować za współtworzenie transformacji energetycznej.
Fakt istnienia segmentu branży, który zajmuje się przygotowywaniem projektów OZE do budowy, angażując poważne zasoby i biorąc na siebie ryzyka prawne, nie powinien nikogo dziwić w realiach gospodarki rynkowej. Przykładowo: wielu inwestorów nie jest zainteresowanych budową projektów od zera w postaci. tzw. greenfield, lecz zakupem gotowych aktywów. Odbywają się transakcje fuzji, przejęć itd. Operatorzy mają przecież ustawową możliwość wypowiadania nierealizowanych umów przyłączeniowych, ale z reguły tego nie czynią.
Dlaczego zatem w debacie na temat odblokowania sieci tak dużo mówi się o warunkach przyłączenia rezerwowanych przez inwestorów, którzy później nie realizują swoich projektów i w ten sposób blokują miejsce w sieci inwestorom, którzy chcą budować nowe moce?
Narracja o „spekulacji” służy naszym zdaniem tylko odwróceniu uwagi od realnych problemów braku transparentności i niejednolitości procedur przyłączeniowych, a także braku publicznie dostępnych danych, które w należytym stopniu przedstawiałyby aktualny potencjał przyłączeniowy sieci. Projekt nowelizacji Prawa energetycznego procedowany przez ministerstwo jest w pewnym zakresie próbą odpowiedzi na problemy z przyłączeniami, jednakże mimo kilku trafnych propozycji zasadniczo nie przyczyni się do rozwiązania problemu braku możliwości przyłączania odnawialnych źródeł energii do sieci elektroenergetycznej.
Jak Polskie Stowarzyszenie Fotowoltaiki ocenia zaproponowane przez rząd założenia reformy procesów wydawania warunków przyłączenia? Kto może na niej zyskać, a kto stracić?
Ogólna koncepcja reformy przyłączeń zawarta w projekcie promuje interesy operatorów systemów elektroenergetycznych, których wpływy z tytułu obsługi wniosków o przyłączenie i umów przyłączeniowych znacząco wzrosną, przy braku gwarancji wydatkowania tych środków na modernizację i rozwój zarządzanej przez nich infrastruktury sieciowej. Oceniamy zatem, że wejście w życie przedmiotowej regulacji bez gruntownych zmian wywoła jedynie skokowy wzrost kosztów rozwoju i przyłączenia projektów OZE dla inwestorów. W rezultacie zatrzyma się rozwój nowych projektów realizowanych w większości przez polskich małych i średnich przedsiębiorców, gdyż nie będzie ich stać na ponoszenie zaporowych kosztów ubiegania się o przyłączenie i nowych ryzyk przerzuconych na nich w procesie realizacji umów przyłączeniowych.
Należy także zwrócić uwagę, że postanowienia projektu pomijają wiele istotnych problemów, z jakimi borykają się obecnie inwestorzy rozwijający projekty OZE w kontekście procedur przyłączeniowych, w tym m.in. klauzule umowne wyłączające prawo do rekompensat za redysponowanie czy problematykę autokonsumpcji energii OZE.
Obszerną diagnozę bieżących problemów w procesie inwestycyjnym fotowoltaiki, w tym przyłączeń, przedstawiliśmy także w naszym najnowszym raporcie „Realizacja projektów fotowoltaicznych w Polsce – kluczowe bariery administracyjno-prawne”, przygotowanym wspólnie z kancelarią Brysiewicz Bokina i Wspólnicy.
Nowelizacja przepisów przestrzennych będzie barierą dla deweloperów PV
W swoim najnowszym raporcie Polskie Stowarzyszenie Fotowoltaiki wskazuje także na inne ryzyka dla deweloperów farm PV, związane z nowelizacją ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym. Jakie to ryzyka i jak im przeciwdziałać?
Nowelizacja ustawy o planowaniu przestrzennym, choć ma na celu uporządkowanie polityki przestrzennej w Polsce, może w praktyce stać się barierą dla rozwoju energetyki słonecznej. Ryzyka obejmują wydłużenie procesu inwestycyjnego, brak jasności co do warunków zabudowy i potencjalne uniemożliwienie realizacji projektów PV w wielu lokalizacjach.
Chodzi przede wszystkim o nieproporcjonalne ograniczenia lokalizowania farm PV na gruntach klas IV, które są nieprzydatne rolniczo. Ponadto, co podnosimy także we wspomnianym raporcie, należy umożliwić równoległe procedowanie decyzji środowiskowych i planistycznych oraz jasno wskazać, że inwestycje PV mogą być zgodne z planami ogólnymi, np. poprzez wprowadzenie ogólnokrajowych wytycznych planistycznych.
Obszary przyspieszonego rozwoju OZE nie rozwiążą wszystkich problemów
Nadzieję na przyspieszenie inwestycji w odnawialne źródła energii daje konieczność wyznaczania obszarów przyspieszonego rozwoju instalacji OZE, czego wymaga unijna dyrektywa RED III. Na jakim etapie jest wdrażanie tej koncepcji w Polsce. Jak ma wyglądać realizacja inwestycji w farmy fotowoltaiczne na takich obszarach?
Trwają obecnie prace legislacyjne nad projektem ustawy UD162, który przewiduje mapowanie i wyznaczenie obszarów OPRO, zgodnie z dyrektywą RED III. W takich obszarach inwestycje PV będą mogły być procedowane szybciej – decyzje administracyjne mają być wydawane maksymalnie w ciągu 12 miesięcy. Mają być one lokalizowane na gruntach uprzednio zdegradowanych, poprzemysłowych, o niskim wpływie środowiskowym. Otrzymają preferencje administracyjne w ramach uproszczonej ścieżki inwestycyjnej.
Należy jednak pamiętać, że OPRO to nie panaceum na wszystkie problemy procesu inwestycyjnego dla fotowoltaiki. Istnieje szereg dokumentów i dodatkowych wymogów wynikających z przepisów szczególnych i nakładanych na inwestora na poszczególnych etapach procesu, które poważnie wpływają na nieefektywność procedur, angażując przy tym nadmiernie zasoby przedsiębiorców. Tytułem przykładu warto przywołać chociażby konieczność uzyskiwania od szeregu instytucji publicznych map terenu dotyczących różnych aspektów przyrodniczych i geologicznych, brak jasnych zasad w zakresie terminów i opłat uiszczanych państwowym osobom prawnym (m.in. PKP, Wody Polskie, Lasy Państwowe, GDDKiA) za udostępnienie terenu na potrzeby wytyczenia tras kablowych. Pamiętajmy, że wdrożenie dyrektywy RED III niewiele zmieni, jeżeli będą utrzymywać się niejednolite w skali kraju praktyki organów administracji uczestniczących w procesach inwestycyjnych, takich jak RDOŚ czy Wody Polskie.
Umowy PPA odpowiedzią na spadek cen energii na giełdzie
Jak inwestorzy planujący budowę farm fotowoltaicznych mogą mitygować problem spadku cen energii w czasie szczytowej generacji z PV oraz pojawiającego się w takich okresach coraz częściej redysponowania? Na ile opłacalnym rozwiązaniem przy obecnych wahaniach cen energii na rynku hurtowym są bateryjne magazyny energii? Jak inaczej właściciele farm PV mogą zwiększać opłacalność swoich inwestycji w obecnych realiach cenowych na krajowym rynku energii?
Rosnąca nadpodaż energii z PV w godzinach szczytowej generacji oraz rosnące zjawisko ujemnych lub skrajnie niskich cen energii na rynku hurtowym sprawia, że wytwórcy muszą aktywnie zarządzać ryzykiem cenowym i wolumenowym. Magazyn energii pozwala przesunąć moment sprzedaży energii z godzin, w których PV generuje nadpodaż i ceny są niskie lub ujemne (np. południe), na godziny szczytowego zapotrzebowania (wieczór). Niestety rynek ten nadal jest na wczesnym etapie rozwoju i boryka się z wyzwaniami regulacyjnymi oraz finansowymi.
Innym rozwiązaniem są długoterminowe umowy zakupu energii (Power Purchase Agreements), zawierane z dużymi odbiorcami. Pozwalają one odbiorcy uniezależnić się od wahań cen rynkowych, a wytwórcy zabezpieczają przychody na 10–15 lat. Obserwujemy, że coraz więcej firm w Polsce rozważa zawarcie PPA jako element strategii ESG.
Piotr Pająk
piotr.pajak@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy Gramwzielone.pl Sp. z o.o.
