Projekt nowych przepisów już utrudnia budowę farm fotowoltaicznych

Nowelizacja ustawy o planowaniu przestrzennym utrudni przygotowanie projektów fotowoltaicznych. Mimo że nowe prawo nie weszło jeszcze w życie, inwestorzy z rynku PV już odczuwają skutki planowanych zmian – mówi Ewa Magiera z Polskiego Stowarzyszenia Fotowoltaiki w rozmowie z portalem Gramwzielone.pl.

Gramwzielone.pl: Parlament może wkrótce przyjąć zmiany w ustawie o planowaniu przestrzennym. Branża fotowoltaiczna alarmuje, że mogą one niekorzystnie wpłynąć na rozwój nowych projektów farm PV. Dlaczego? 

Ewa Magiera: Po pierwsze opublikowany projekt przewiduje przywrócenie ograniczeń w lokalizowaniu instalacji fotowoltaicznych na gruntach rolnych najgorszych klas, w szczególności na klasie IV, która stanowi około 40 proc. gruntów rolnych w Polsce. Dotychczas powszechnie uznawane były one – także w obowiązującym ustawodawstwie – za obszary praktycznie nieprzydatne do produkcji rolnej. Lokowanie na nich inwestycji OZE przynosiło zatem korzyści nie tylko inwestorom. Rolnicy z tytułu czynszu dzierżawnego otrzymują środki na inwestycje i poprawę efektywności upraw na glebach lepszej jakości. Nie można pominąć także kwestii wpływów z podatków dla lokalnych społeczności.

REKLAMA

Następnie projekt przywraca krytykowaną wcześniej, nie tylko przez branżę OZE, propozycję ograniczonego do 5 lat okresu obowiązywania decyzji o warunkach zabudowy, z wyjątkiem tych decyzji, które staną się prawomocne przed wejściem w życie nowych przepisów. Z obiektywnych przyczyn okres ten może być niewystarczający dla przeprowadzenia wszystkich etapów procesu inwestycyjnego dla instalacji fotowoltaicznych.

Nowe prawo przewiduje także wprowadzenie zupełnie nowego instrumentu planistycznego – planu ogólnego. Jak może to wpłynąć na przygotowanie projektów PV?

Projektodawcy chcą zastąpić nim obecne studia uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego i nadać mu rangę wiążącego aktu prawa miejscowego. Zgodnie z projektem gminy będą miały obowiązek uchwalenia planów ogólnych do końca 2025 roku. Wątpliwe jest, by w ciągu najbliższych dwóch lat wszystkie samorządy były w stanie spełnić ten wymóg, zarówno ze względu na finansowe i organizacyjne możliwości samych gmin, jak i ograniczoną liczbę specjalistów mogących podjąć się takiego zadania. Procedur nie przyspieszy też zbliżający się czas wyborów. Uważamy, że należy dać samorządom i interesariuszom społecznym oraz gospodarczym dłuższy okres przejściowy na wprowadzenie proponowanych zmian w życie, co najmniej do 2028 roku. Już obecnie branża mierzy się z „efektem mrożącym” projektowanych przepisów, gdyż w obawie przed reformą samorządy coraz częściej odmawiają inwestorom wszczynania jakichkolwiek procedur planistycznych, a te rozpoczęte zawieszają.

Utrudnienia w lokalizacji nowych inwestycji OZE, bo przecież nie tylko o farmy słoneczne tu chodzi, spowoduje, że zamiast przewidywanego w PEP 2040 wzrostu „zielonych” mocy będziemy mieli, wedle naszych ostrożnych szacunków, pięcioletnią lukę inwestycyjną. Będzie to duży cios w polską gospodarkę, zwłaszcza energochłonny przemysł. Bez nowych źródeł OZE nasza konkurencyjność będzie spadać i nie uda nam się uniezależnić od zagranicznych surowców.

Rola energetyki słonecznej w budowaniu przewag konkurencyjnych polskiej gospodarki i konieczność elektryfikacji przemysłu to zresztą tematy przewodnie zbliżającego się wielkimi krokami Kongresu PV, na którym jak co roku spotkamy się, aby rozmawiać o przyszłości sektora.

Jak obecnie wygląda proces dewelopmentu farm fotowoltaicznych w Polsce? Ile trwa proces przygotowania całego projektu do budowy i które etapy najbardziej go utrudniają?

Spośród wszystkich technologii OZE energetyka słoneczna ma najszybszy proces inwestycyjny, wciąż jednak jest to średnio 2 lata. Tak zwany dewelopment projektu składa się z kilku etapów: wybór lokalizacji i analiza terenu, następnie projekt farmy i zagospodarowania przestrzeni, wreszcie uzyskanie decyzji administracyjnych, czyli warunki zabudowy, decyzja środowiskowa, warunki przyłączeniowe i pozwolenie na budowę. Szczególnie etap zgód administracyjnych to często długa droga, której przebieg w dużej mierze zależy od jakości współpracy z urzędnikami.

Coraz ważniejszą rolę w procesie budowy farmy PV odgrywa też lokalna społeczność. Szybko przybywa projektów fotowoltaicznych, co przekłada się niekiedy na głosy niezadowolenia, wynikające z często nieuzasadnionych obaw mieszkańców, zwykle będących skutkiem braku dostatecznych informacji. Jako branża chcemy i musimy uwzględniać otoczenie społeczne inwestycji i budować partnerskie relacje z lokalnymi interesariuszami.

Coraz większym problemem inwestorów działających na rynku dużych projektów PV staje się brak miejsca w sieci. Ile projektów fotowoltaicznych nie dostaje warunków przyłączenia i jak zmienia się skala odmów w ostatnim czasie?

Ponad 50 GW OZE – tyle projektów w ubiegłym roku uzyskało odmowę wydania warunków przyłączenia. Opublikowane niedawno sprawozdanie roczne URE wyraźnie pokazuje znaczący wzrost liczby odmów przyłączenia w ostatnich latach. W 2022 roku przedsiębiorstwa energetyczne zgłosiły 7023 odmowy wydania warunków przyłączenia do sieci elektroenergetycznej na łączną moc 51 058,994 MW. Wzrost odmów przyłączenia do sieci był większy o 87,23 proc. w stosunku do roku poprzedniego, w odniesieniu do łącznej moc przyłączeniowej wzrost wyniósł 253,32 proc.

REKLAMA

Zdecydowana większość odmów wiąże się z brakiem warunków technicznych przyłączenia do sieci. Polskie sieci są przestarzałe, a ich modernizacja oznacza duże koszty. Ale to są koszty, które musimy ponieść. Bez OZE Polska nie będzie ani krajem suwerennym energetycznie, ani atrakcyjnym dla inwestycji.

Dodatkowe możliwości zwiększania mocy OZE w Polsce – w sytuacji ograniczeń sieciowych – daje koncepcja określana jako cable pooling.

W przypadku istniejących ograniczeń sieciowych cable pooling jest jedyną realną możliwością szybkiego realizowania nowych przyłączeń. Szczególnie w przypadku energetyki słonecznej i wiatrowej, których generacja uzupełnia się wzajemnie, cable pooling to po prostu najefektywniejsza forma wykorzystania już istniejącej infrastruktury, bez ryzyka przekraczania mocy przyłączeniowej. Niestety w Polsce praktycznie jest to na razie niemożliwe ze względu na bariery prawne.

Tymczasem z analizy Forum Energii wynika, że umożliwienie łączenia źródeł może pozwolić na rozwój kolejnych 25 GW mocy w źródłach odnawialnych, bez ponoszenia dodatkowych kosztów w rozwój infrastruktury sieciowej.

W ostatnich latach branża fotowoltaiczna była największym beneficjentem systemu aukcyjnego. Na ile system aukcyjny może być jeszcze atrakcyjny dla inwestorów z rynku PV?

Aukcje OZE były dobrym narzędziem zapewniającym warunki do rozwoju sektora OZE, a sama fotowoltaika wiele na nich skorzystała. To wciąż najpopularniejszy model biznesowy dla branży słonecznej, zapewniający bezpieczny zwrot z zaangażowanego kapitału. Ceny referencyjne są dużo niższe niż rynkowe, ale 15 lat gwarancji ceny oznacza stabilność i przewidywalność zwrotu z projektu. Jeśli jednak rozbieżność ceny referencyjnej i ceny na rynku nie będzie się zmniejszać, to sprzedawcy energii coraz częściej będą sięgać po inne rozwiązania.

Alternatywa dla aukcji to sprzedaż energii na rynku – tutaj producenci energii z fotowoltaiki mogą wynegocjować lepsze ceny, ale brakuje długoterminowych gwarancji, które daje system aukcyjny. Czego brakuje modelowi PPA w Polsce, aby szerzej napędzał inwestycje w PV w naszym kraju?

Firmy potrzebują i chcą kupować energię ze źródeł odnawialnych – to m.in. kwestia wypełniania korporacyjnych zobowiązań, PR-u, pozyskiwania nowego finansowania, wreszcie możliwość zmniejszenia wahań cen energii i oszczędności. Mimo dużego potencjału umowy PPA są wciąż rzadkością w porównaniu do skali wykorzystania tego typu kontraktów na Zachodzie.

Głównym powodem jest niewystarczająca podaż źródeł OZE, czyli wracamy m.in. do kwestii przyłączeń. Poza tym ostatnie interwencje państwa w ceny energii sprawiają, że rynek staje się nieprzewidywalny, co nie sprzyja zawieraniu długoterminowych kontraktów na sprzedaż energii.

W ostatnim czasie PSE coraz częściej informuje o wyłączeniach farm fotowoltaicznych w sytuacji nadpodaży energii w Polsce. Na ile ten problem dotyka właścicieli farm fotowoltaicznych i na jakie rekompensaty mogą liczyć w takich sytuacjach?

Dzisiaj przepisy nie regulują jasno, kiedy inwestor nabywa prawa do wypłaty rekompensaty. Nie ma też żadnego mechanizmu, który zabezpieczałby interesy wytwórców OZE, za to planowane są nowe regulacje (UC 74), które mają chronić skarb państwa przed roszczeniami. Tymczasem dostępne są dosyć logiczne rozwiązania, tj. magazyny energii. Gdyby OSD umożliwiły w prosty sposób dołożenie do OZE magazynu energii i nie traktowały go jako źródła wytwarzania. Tutaj cały czas dotykamy potrzeby elastyczności systemu, ale też OSD.

Można odnieść wrażenie, że grupy energetyczne nie mają interesu, żeby system był elastyczny, chronią swoje źródła wytwarzania, które przecież mają wysoką cenę. Ale zmian przecież nie unikniemy. Prędzej czy później będziemy musieli sięgnąć po nowe rozwiązania, np. kierowanie nadwyżek do lokalnych systemów ciepłowniczych czy taryfy dynamiczne skłaniające indywidualnych odbiorców do zwiększenia konsumpcji energii np. ładowaniem samochodu elektrycznego.

redakcja@gramwzielone.pl

© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy Gramwzielone.pl Sp. z o.o.