Spis treści
Wiatrowe turbulencje
Ta niepewność wynika oczywiście z sytuacji politycznej – zarówno z powodu narastających napięć w koalicji rządzącej, a także nadchodzącej zmiany na stanowisku prezydenta, która w przypadku Karola Nawrockiego oznacza raczej podtrzymanie w energetyce linii prezentowanej przez ustępującego Andrzeja Dudę oraz Zjednoczoną Prawicę.
„Koalicja 15 października” formalnie rządzi od grudnia 2023 r., ale jeszcze nim oficjalnie zaprzysiężono rząd zdążyła na wiele miesięcy „spalić” temat liberalizacji tzw. ustawy odległościowej dla elektrowni wiatrowych. Chodzi o pamiętną „wrzutkę” do poselskiego projektu ustawy przedłużającej mrożenie cen prądu, gazu i ciepła sieciowego.
Dotyczyła ona m.in. dopisania wiatraków do inwestycji celu publicznego, co budziło obawy związane z wywłaszczeniami. Z kolei sposób ustalania odległości elektrowni od zabudowań oraz cennych przyrodniczo terenów ustalono na podstawie generowanego przez nie hałasu.
W ten sposób minimalna odległość elektrowni wiatrowej od parków narodowych, rezerwatów przyrody i zabudowy wielorodzinnej wynosiłaby 300 m. Natomiast dla domów jednorodzinnych czy szkół i szpitali miało to być to minimum 400 m. Miała ona zatem być znacznie mniejsza niż powszechnie dyskutowana liberalizacja, obniżająca – po spełnieniu określonych warunków – odległość z 700 do 500 m.
Po fali krytyki – również ze strony branży wiatrowej – kontrowersyjna „wrzutka” została wykreślona z projektu, a sam temat nowelizacji tzw. ustawy odległościowej odsunięty na ponad pół roku na boczny tor – na bezpieczniejszy politycznie czas po wyborach samorządowych i europejskich.
Finalnie projekt nowelizacji ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych (UD89) trafił do prac w Sejmie w nowej wersji w kwietniu 2025 r., czyli już na finalnym etapie kampanii prezydenckiej.
Tam, już po przegranych przegranych przez obóz rządzący wyborach prezydenckich, postanowiono zastosować podobny chwyt jak kilkanaście miesięcy wcześniej, a mianowicie tym razem dodając do nowelizacji ustawy wiatrowej wrzutkę dotyczącą mrożenia cen energii dla gospodarstw domowych. Tak, aby postawić pod presją potencjalnie niechętnego energetyce wiatrowej prezydenta.
Zobacz również: Wiatraki uchwalone razem z zamrożeniem cen prądu. Prezydent „pod ścianą”
Proces przyłączeniowy do reformy
Obok nowelizacji ustawy wiatrowej, o której więcej w dalszej części artykułu, kluczowym tematem dla sektora OZE jest również obszerna nowelizacja Prawa energetycznego (UC84), która dotyczy reformy procesu przyłączeniowego do sieci.
Tu prace legislacyjne są mniej zaawansowane, bo projekt pod koniec marca tego roku opublikowano do konsultacji, a obecnie Ministerstwo Klimatu i Środowiska zajmuje się rozpatrywaniem uwag, które w nich wpłynęły – dosyć krytycznych, o czym pisaliśmy w artykule pt. Nowe zasady przyłączania do sieci zachwytu nie wzbudziły, do czego jeszcze wrócimy później. Obecnie trudno przewidywać, jak resort klimatu odniesie się do tych uwag.
Według założeń MKiŚ nowe przepisy mają nie tylko usprawnić procedury, ale też uwolnić moce przyłączeniowe blokowane przez nierealizowane inwestycje. Ograniczone mają też być mechanizmy spekulacyjne, związane z pozyskiwaniem warunków przyłączenia w celu ich zyskownej odsprzedaży.
Zarówno przewlekłe procedury, jak i pozyskiwanie warunków przyłączenia „na handel”, sprawiają, że coraz trudniej o dostęp do sieci – również dla tych inwestorów, którzy mają potencjał do tego, aby projekty OZE lub inne przedsięwzięcia faktycznie realizować.
Według danych Urzędu Regulacji Energetyki w 2024 r. operatorzy wydali ponad 7,8 tys. odmów wydania warunków przyłączenia do sieci dystrybucyjnej i przesyłowej. Łączna wnioskowana moc źródeł wytwórczych wyniosła 73,6 GW. Wśród nich OZE odpowiadały za niemal 6,3 tys. odmów, a ich łączna wnioskowana moc wynosiła 42,4 GW.
Trzeba jednak wziąć poprawkę na to, że ta moc jest wartością teoretyczną, gdyż – jak wyjaśnia URE – niejednokrotnie dany przedsiębiorca mógł kilka razy składać te same wnioski. W efekcie łączna wielkość mocy we wnioskach, które rozpatrzono odmownie, może być wyższa od tej, dla której nie wydano warunków przyłączenia. Nie zmienia to oczywiście faktu, że o dostęp do sieci jest bardzo trudno.
Jeśli chodzi o przyczyny wydanych odmów, to w ponad 4,4 tys. przypadków były spowodowane one brakiem warunków technicznych przyłączenia do sieci (33,5 GW), a 2,2 tys. odmów względami ekonomicznymi (12,6 GW). Natomiast w prawie 1,2 tys. przypadków odmowa była podyktowana brakiem warunków technicznych, jak i ekonomicznych (27,4 GW).
Procedury większym wyzwaniem niż sama budowa
Tomasz Grzęda, członek zarządu BXF Energia, potwierdza, że proces uzyskiwania warunków przyłączeniowych, a także czas procedowania miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego, planów ogólnych oraz decyzji środowiskowych, stanowi największe wyzwanie dla firmy.
– Branża OZE w Polsce potrzebuję dziś przede wszystkim wydajnej infrastruktury sieciowej, sprzyjających warunków legislacyjnych oraz kapitału, który pozwoli na skalowanie mocy zainstalowanej – powiedział Grzęda w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl.
Spółka jest na rynku stosunkowo nowym graczem, bo została powołana do działalności nieco ponad dwa lata temu przez Budimex – największą grupę budowlaną w Polsce, a także hiszpański koncern Ferrovial. Firma inwestycje realizuje z własnych środków w formule project finance, a następnie refinansuje.
Dwa największe dotychczas przedsięwzięcia BXF Energia to farmy fotowoltaiczne. Pierwsza to Azalia o mocy 60 MWp, położona niedaleko Rzeszowa, dla której firma chce znaleźć odbiorcę na produkowaną energię z formule cPPA. Na finalnym etapie prac znajduje się natomiast farma fotowoltaiczna Kamelia w woj. mazowieckim. Obiekt o mocy 21 MWp będzie pracował na potrzeby Grupy Budimex.
Ponadto BXF Energia ma jeszcze farmę wiatrową Magnolia o mocy 7 MW, która od blisko dwóch lat sprzedaje energię jednej z giełdowych spółek w ramach umowy cPPA, a także kilka mniejszych projektów fotowoltaicznych. Natomiast strategicznym celem pozostaje osiągniecie mocy zainstalowanej 500 MW do 2027-2028 r.
– Rozglądamy się za zakupem projektu w formule M&A, a nasz portfel projektów na różnym etapie, o mocy powyżej 2 GW, pozwala patrzeć optymistycznie na założone cele. Jesteśmy w trakcie procedowania projektów na etapie warunków przyłączeniowych o łącznej mocy powyżej 600 MW, których budowę możemy potencjalnie rozpocząć w przyszłym roku. Na pozostałe, w szczególności wiatrowe, będziemy musieli poczekać trochę dłużej, gdyż etap developmentu tych projektów trwa około pięciu lat – zapowiedział Tomasz Grzęda.
Dodał przy tym, że w projektach, które spółka zakupiła jako M&A, największą trudność sprawiły prace związane ze zwiększeniem mocy na poszczególnych farmach, a także służebności wymagane do wykonania przyłączy.
„Kto pierwszy, ten lepszy”
Jeśli chodzi o wspomnianą wcześniej reformę procesu przyłączeniowego, to przypomnijmy, że przewiduje ona m.in.: skrócenie ważności warunków przyłączenia z 24 do 12 miesięcy, zwiększenie kwoty zaliczki na poczet opłaty za przyłączenie z 30 zł na 60 zł za każdy kilowat mocy przyłączeniowej, wprowadzenie bezzwrotnej opłaty za rozpatrzenie wniosku o przyłączenie (1 zł za za każdy kilowat mocy, nie więcej niż 100 tys. zł), a także wnoszenie zabezpieczeń (30 zł za kW do 100 MW, powyżej tej mocy 60 zł za kW, ale nie więcej niż 12 mln zł) do wniosków o przyłączenie.
Projekt nowelizacji przewiduje też m.in. rozszerzenie formuły cable poolingu o inne instalacje niż OZE (np. magazyny energii), cyfryzację i zmniejszenie liczby dokumentów potrzebnych do złożenia wniosku o przyłączenie. Do tego planowane jest wprowadzenie do umów przyłączeniowych kamieni milowych (24 miesięcy na zgody i pozwolenia administracyjne oraz 36 miesięcy na zawarcie umów na kluczowe urządzenia). Z kolei zwolnione moce przyłączeniowe po nierealizowanych terminowo umowach mają być rozdzielane poprzez system aukcyjny.
Sebastian Kwapuliński, prezes Stowarzyszenia Energii Odnawialnej, w rozmowie z naszym portalem wskazał, że resort wydaje się być coraz sceptyczniej nastawiony do tego ostatniego pomysłu.
– Naszym zdaniem formuła aukcyjna powinna służyć wyborowi najbardziej efektywnych przedsięwzięć, gdyż to będzie następnie przekładać się na ceny energii, a nie wyborowi tych projektów, których inwestorzy dysponują największym kapitałem. Przykłady z krajów zachodniej Europy pokazują, że projekty, które wygrywały w aukcjach najwyższą ceną często nie powstawały. Zaproponowane w nowelizacji aukcje są więc dosyć rewolucyjną zmianą, która niekoniecznie musi przynieść pożądane skutki – zaznaczył Kwapuliński.
Jego zdaniem podobnie jest z kamieniami milowymi dla umów przyłączeniowych, które przewidują sztywne terminy dotyczące ich realizacji. Terminy te nie uwzględniają bowiem specyfiki inwestycji realizowanych w poszczególnych technologiach, a także procedur administracyjnych. Tymczasem projekty fotowoltaiczne i wiatrowe znacząco się różnią pod kątem developmentu, który jest o wiele dłuższy w przypadku elektrowni wiatrowych.
Jednocześnie projekt przewiduje wykreślenie przepisu, który mówi o tym, że umowa o przyłączenie powinna określać termin dostarczenia energii elektrycznej po raz pierwszy do sieci, nie dłuższy niż 48 miesięcy od dnia jej zawarcia.
– Jeżeli więc w praktyce umowy przyłączeniowe będą mogły przewidywać znacznie dłuższe terminy na wprowadzenie pierwszej energii do sieci, nie jest uzasadnione wprowadzanie kamieni milowych ze sztywnymi i wyraźnie krótszymi terminami realizacji liczonymi od daty zawarcia umowy przyłączeniowej – podkreślił prezes SEO.
W jego opinii znacznie lepszym rozwiązaniem byłoby odniesienie do terminów wynikających z harmonogramu do umowy przyłączeniowej. Alternatywnie mogłyby to być jeszcze okresy 24 miesięcy i 36 miesięcy, jednak liczone wstecz od dostarczenia po raz pierwszy do sieci energii, a więc w sposób uwzględniający harmonogram realizacji przyłącza.
– Takie podejście pozwoli wyważyć ryzyko inwestycyjne po stronie inwestora dając jednocześnie szanse na systemowo efektywną dystrybucję mocy przyłączeniowych. Może założeniem było to, aby inwestorzy po warunki przyłączenia zgłaszali się z bardziej zaawansowanymi projektami. Jednak w sytuacji, gdy kolejki po przyłącze do sieci są bardzo długie, raczej żaden inwestor nie odkłada na później składania wniosku o warunki przyłączenia, bo liczy się zasada „kto pierwszy, ten lepszy” – ocenił Kwapuliński.
Może lepiej jeszcze raz podejść do ustawy?
Wątpliwości branży budzi także wprowadzanie dodatkowych zabezpieczeń w postaci kaucji. Lepszym rozwiązaniem – jak wskazał prezes SEO – byłoby zmodyfikowanie istniejącej już formuły zaliczki niż tworzenie nowych obciążeń finansowych dla inwestorów.
– Przewidywane w projekcie regulacje doprowadzą do podniesienia kosztów związanych z realizacją inwestycji w OZE. Akceptacja dla tego kierunku zapewne byłaby większa wtedy, gdyby jednocześnie tempo i sama jakość przebiegu procesu przyłączeniowego po stronie operatorów się dzięki temu znacząco poprawiła. Proponowane przepisy nie dają jednak gwarancji, że przykładowo analizy wpływu inwestycji OZE na sieć będą lepiej przygotowywane, a kadry zajmujące się rozpatrywaniem wniosków zostaną wzmocnione – ocenił Kwapuliński.
– Jest też pewna niespójność w zamyśle projektodawcy, który podnosząc koszty związane z przyłączeniem do sieci chce poprawić selekcję projektów, a jednocześnie dyskutowany projekt zakłada uszczuplenie załączników do wniosków o warunki. Chodzi m.in. o rezygnację z wypisu i wyrysu z planu zagospodarowania przestrzennego czy tytułu prawa do gruntu na rzecz oświadczeń – dodał.
Jeśli celem ustawodawcy jest doprowadzenie do efektywniejszej selekcji projektów wnioskujących o przyłączenie do sieci, to zdaniem prezesa SEO nie powinno się jednocześnie rezygnować z wymogów formalnych potwierdzających zaawansowanie projektu na rzecz zabezpieczenia finansowego.
Kwapuliński przypomniał również, że jesienią ubiegłego roku wiele emocji wzbudziły zaproponowane przez operatorów zmiany w IRiESD, które przewidywały 30-dniowy termin na zawarcie umowy przyłączeniowej, którego niedotrzymanie mogło skutkować przeprowadzeniem ponownej analizy wpływu projektu na sieć.
Zobacz więcej: Pułapka na inwestorów OZE. Warunki przyłączenia do sieci mogą być ważne tylko 30 dni
– Finalnie te zmiany nie zostały wprowadzone, ale wróciły w nieco innej postaci w projekcie UC84, tzn. w formie 30-dniowego terminu na wniesienie zabezpieczenia, wynoszącego 30 zł za każdy kilowat wnioskowanej mocy przyłączeniowej do 100 MW oraz 60 zł/kW powyżej 100 MW – zauważył prezes.
Stwierdził także, że kształt projektu UC84 odbiega od oczekiwań branży OZE również dlatego, bo związane z nim zagadnienia były wcześniej tematem dyskusji Zespół ds. Optymalizacji Procesu Przyłączeniowego przy Polskim Towarzystwie Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE). Jak dodał, projekt nowelizacji przedstawiony do konsultacji nie odzwierciedla znacznej części wniosków, które wypracowano w trakcie prac Zespołu.
– Projekt UC84 jest bardzo szeroki i obejmuje także wdrożenie przepisów, które wynikają z regulacji unijnych, a także reform dotyczących KPO. Chodzi m.in. o cyfryzację procedur. Być może dobrym rozwiązaniem byłoby dalsze procedowanie nowelizacji tylko w tym zakresie, który wynika z tych zobowiązań. Z kolei pozostałe kwestie związane z reformą procesu przyłączeniowego mogłyby zostać dopracowane i ujęte w całkiem nowym projekcie, który będzie uwzględniał wnioski z przeprowadzonych konsultacje UC84 oraz prace Zespołu przy PTPiREE – ocenił Kwapuliński.
Procedura równoległa, ale tylko miejscowo
Jeśli chodzi o nowelizację ustawy wiatrowej, to zapewne zostanie ona przyjęta przez Senat na posiedzeniu, który rozpoczyna posiedzenie 16 lipca, po czym trafi do Sejmu, który zbiera 22 lipca. Jeśli po drodze nie wydarzy się nic nieoczekiwanego, to los ustawy będzie zależał od prezydenta – możliwe, że już nowego, który zostanie zaprzysiężony 6 sierpnia.
W opinii Sebastiana Kwapulińskiego choć uwagę w ustawie przykuwa przede wszystkim zmniejszenie minimalnej odległości z 700 do 500 metrów, to od samego zmniejszenia tej odległości bardziej istotną kwestią może być nawet likwidacja generalnej zasady 10H. Ponadto projekt zawiera poza tym inne rozwiązania, które mają znaczenie dla usprawnienia inwestycji w energetykę wiatrową, co może mieć – zdaniem SEO – na dalsze zdefiniowanie tego, jak będzie przebiegać transformacja energetyczna w Polsce.
Tomasz Grzęda z BXF Energia liczy, że obok lepszej weryfikacji wiarygodności inwestorów pod kątem uzyskiwania warunków przyłączenia, wprowadzone zostanie również przewidziane w nowelizacji ustawy wiatrowej równolegle procedowanie planów miejscowych oraz decyzji środowiskowych, co może znacznie skrócić tzw. permitting.
Rozwiązanie to jest mocno popierane przez branżę OZE, ale Sebastian Kwapuliński zwrócił uwagę, że projekcie nowelizacji zostało to uwzględnione tylko częściowo i jest możliwe jednie w sytuacji, gdy na danym obszarze nie ma miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego.
– Jeśli MPZP jest, ale nie przewiduje inwestycji w elektrownie wiatrowe, to takiej równoległej procedury nie będzie można prowadzić. Oczekiwane było natomiast, że zostanie wprost wskazana możliwość procedowania decyzji środowiskowej bez ukończonej procedury planistycznej – przynajmniej do otrzymania wytycznych z RDOŚ do zakresu raportu, który ma sporządzić inwestor. Już tylko dzięki temu moglibyśmy uzyskać skrócenie procesu inwestycyjnego nawet o 18 miesięcy – wyjaśnił prezes.
Jak zachęcać do budowy wiatraków?
Sporo zamieszania na ostatnim etapie prac w Sejmie wywołało też usunięcie z projektu pomysłu, który przewidywał umożliwienie mieszkańcom kupowania udziałów w mocy i zyskania tańszego prądu po kosztach produkcji z pobliskich wiatraków.
Zamiast skomplikowanych regulacji o prosumencie wirtualnym wprowadzono w to miejsce żywą gotówkę. Inwestorzy mieliby tworzyć specjalne fundusze, wpłacać na nie co roku po 20 tys. zł od 1 MW mocy. Środki te mają być dzielone wśród mieszkańców, których domy są położone co najmniej 1000 m plus długość łopaty wiatraka, mierzonych od miejsca ustawienia turbiny. Gmina będzie mogła tę odległość wydłużyć, powiększając grono beneficjentów, ale pomniejszając jednocześnie ich udział w funduszu.
Odnosząc się do tego wątku Sebastian Kwapuliński wskazał, że konieczne jest czasowe ograniczenie funduszu do 15 lat, jak było to wcześniej w przypadku prosumenta wirtualnego, zamiast obecnie przewidywanego demontażu elektrowni.
– Ponadto postulujemy, by realizacja obowiązku w ramach funduszu partycypacyjnego była uzależniona od faktycznego generowania przychodów z eksploatowanej instalacji. Projektowany zapis w aktualnym brzmieniu skutkuje nieproporcjonalnym przeniesieniem ryzyka na wytwórców, zwłaszcza w sytuacjach niezależnych od nich – np. w przypadku przestojów technicznych, awarii i czasowego wyłączenia części lub całej instalacji, czy na skutek wydawania poleceń operatorskich w zakresie nierynkowego redysponowania. W takich przypadkach wytwórca ponosiłby pełne obciążenie finansowe, mimo braku przychodów, co jest nieakceptowalne – wskazał Kwapuliński.
– Proponujemy więc uwzględnienie w projektowanych przepisach mechanizmu, który pozwoli na dostosowanie kwoty w ramach funduszu partycypacyjnego, proporcjonalnie do mocy zainstalowanej w poszczególnych latach, która z przywołanych przyczyn nie jest dostępna. Jednym z rozwiązań mogłoby stanowić zastąpienie sztywno określonej kwoty np. wartością procentową uzyskiwanych przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej – dodał.
Wątpliwości branży budzi również to, że koszt budowania lokalnej akceptacji społecznej dla inwestycji tego sektora OZE jest przenoszony w całości na podmioty realizujące te inwestycji.
– To oczywiście przekłada się na zwiększenie kosztów eksploatacji tych projektów oraz finalnie na cenę energii dla odbiorcy. Przede wszystkim jednak stoimy na stanowisku, że budowanie akceptacji społecznej dla rozwoju sektora OZE, w tym energetyki wiatrowej, powinno być przede wszystkim zadaniem administracji publicznej – zarówno rządowej, jak i samorządowej – ponieważ jest to działanie leżące w strategicznym interesie państwa – stwierdził Kwapuliński.
– W tej perspektywie społeczna akceptacja nie powinna być „warunkowana finansowo” jedynie przez inwestorów prywatnych – tym bardziej, że mechanizm ten obejmuje tylko jeden segment OZE, co wprowadza nierównowagę w traktowaniu różnych technologii niskoemisyjnych. Kierując się zasadą sprawiedliwości społecznej, warto rozważyć mechanizm, w którym takie fundusze lokalne zasilane są również środkami pochodzącymi z taryfy, której koszty ponoszone są przez konsumentów energii elektrycznej – podsumował.
Tomasz Grzęda z BXF Energia odnosząc się do kwestii współpracy z lokalnymi społecznościami i samorządami przypomniał natomiast, że inwestycje w energetykę wiatrową to także przychody dla gmin z podatków od położonych na ich terenie turbin, które mogą służyć lokalnym inwestycjom w infrastrukturę czy obiekty użyteczności publicznej.
– Dialog z samorządami, działania informacyjne, a także mechanizmy wsparcia dla lokalnych inicjatyw to dla nas standard. Mamy świadomość, że transformacja energetyczna nie powiedzie się bez zaufania społecznego – zapewnił Grzęda i dodał, że BXF Energia angażuje się też w programy programy edukacyjne, ekologiczne i społeczne prowadzone przez Grupę Budimex.
