Spis treści
Strefy OZE mają powstać do lutego 2026 roku
Obowiązek wyznaczania obszarów przyspieszonego rozwoju OZE (ang. Renewable Acceleration Areas, RAA) wprowadziła najnowsza wersja unijnej dyrektywy OZE (RED III), która weszła w życie w listopadzie 2023 r.
Zakłada ona, że procedury administracyjne związane z uzyskiwaniem potrzebnych pozwoleń (czyli tzw. permitting) mają być w RAA krótsze niż w innych lokalizacjach. Cały proces wydawania zezwoleń ma być nie dłuższy niż 12 miesięcy, a dla morskich farm wiatrowych 24 miesiące. Dyrektywa wymusza na państwach członkowskich konieczność przyspieszenia procedur również poza obszarami przyspieszonego rozwoju OZE.
Tereny, które są planowane do włączenia do RAA, należy we wszystkich przypadkach poddać strategicznej ocenie oddziaływania na środowisko. Z automatu z RAA są wykluczone obszary o dużej wartości środowiskowej, czyli m.in. tereny Natura 2000, czy też główne szlaki migracyjne ptaków i ssaków morskich.
Preferowane są natomiast miejsca, gdzie nie ma znaczącego wpływu na środowisko, takie jak dachy i elewacje budynków, obszary infrastruktury transportowej, parkingi, sztuczne zbiorniki wodne, gospodarstwa rolne, tereny przemysłowe, kopalnie, składowiska odpadów, oczyszczalnie ścieków czy tereny zdegradowane.
Państwa członkowskie mają obowiązek wyznaczyć RAA do 21 lutego 2026 r. Dyrektywa przewiduje też krok pośredni dla państw w postaci zmapowania potencjału rozwoju OZE na swoim terytorium do 21 maja 2025 r. Jednak Polska znajduje się w innej sytuacji, gdyż w kamieniach milowych Krajowego Planu Odbudowy zobowiązaliśmy się do przyspieszenia mapowania oraz wypracowania ram prawnych dla RAA do 31 grudnia 2024 r.
Zobacz także: Bruksela wydała nowe ważne wytyczne w sprawie OZE
Resort projektuje i analizuje
Poprzednia wersja dyrektywy OZE (RED II) weszła w życie pod koniec 2018 r., a termin jej transpozycji do polskiego prawa mijał w czerwcu 2021 r., czyli ponad trzy lata temu. Wciąż nie wdrożyliśmy jej jednak w pełni, więc można sceptycznie podchodzić również do tego, czy z RED III zdążymy na czas. Zwłaszcza, że 18-miesięczny termin wdrożenia dyrektywy mija w maju 2025 r.
Ministerstwo Klimatu i Środowiska, w odpowiedzi na pytania WysokieNapiecie.pl, przekazało, że w resorcie „trwają prace analityczne i koncepcyjne związane z implementacją RED III”.
– Planujemy wystąpienie z wnioskiem o wpis do wykazu prac legislacyjnych do końca tego roku. Rozwiązania zawarte w RED III mają złożony oraz interdyscyplinarny charakter, a w niektórych momentach stanowią obszary zupełnie nowe dla obecnego systemu prawa w Polsce. Ich implementacja będzie wymagać uzyskania konsensusu z przedstawicielami organizacji branżowych oraz administracji, co jest procesem długotrwałym – zastrzega resort.
– Transpozycja tej dyrektywy będzie wymagać nowelizacji kilkunastu ustaw oraz zmiany lub wydania na nowo wielu aktów wykonawczych, leżących w kompetencji różnych organów. Biorąc to pod uwagę, dzień 21 maja 2025 r. jako ostateczny termin implementacji, nie jest terminem odległym – dodaje.
Jednocześnie biuro prasowe ministerstwa zaznacza, że „permittingowa” część dyrektywy jest „zdecydowanym priorytetem implementacyjnym”, bo tam termin transpozycji ustalono na 1 lipca 2024 r. Część rozwiązań dotyczących ułatwień dla fotowoltaiki znalazło się już w opublikowanym do konsultacji na początku czerwca projekcie nowelizacji ustawy o OZE (UD 41). Jak wygląda zatem kwestia obszarów przyspieszonego rozwoju OZE? Tu resort informuje, że „rozpoczął prace projektowe nad wypracowaniem ram prawnych”.
– Obecnie przewiduje się, że przepisy zostaną poddane konsultacjom w trzecim kwartale 2024 r. Jednocześnie MKiŚ prowadzi działania analityczno-koncepcyjne nad pozostałymi wymogami permittingowymi, takimi jak mapowanie potencjału OZE, przyspieszenie procedur wydawania zezwoleń czy digitalizacja wydawania procedur OZE – wyjaśnia resort i podkreśla przy tym, że realizacja kamieni milowych zawartych w KPO jest jednak ściśle powiązana z możliwością uzyskania środków finansowych.
Napięte terminy to niejedyne zagrożenie
Szeroką analizę dotyczącą RAA przygotował w lutym tego roku Instytut Reform w raporcie Zdążyć z transformacją – obszary przyspieszonego rozwoju OZE w Polsce. Rafał Bajczuk, starszy analityk ds. polityki klimatyczno-energetycznej, który jest jednym z autorów raportu, dostrzega szereg zagrożeń związanych z wdrażaniem tych rozwiązań.
– Kalendarz implementacji jest bardzo napięty, zwłaszcza w kontekście przyjęcia ram prawnych obszarów OZE do końca grudnia 2024 r. Zakładając, że rząd po uzgodnieniach międzyresortowych przekaże projekt do Sejmu we wrześniu, to na dalsze konsultacje tego ważnego aktu pozostaną cztery miesiące – zaznacza Bajczuk.
– Problem może wynikać nie tyle ze sprawności obu izb parlamentu, a z tego, że legislacja dotycząca lokowania inwestycji w strefach OZE wymaga szeroko zakrojonych konsultacji ze społeczeństwem obywatelskim i interesariuszami. Jest też ryzyko, że projekt zostanie wykorzystany politycznie przez opozycję – tłumaczy ekspert.
Kolejne zagrożenie dotyczy administracji publicznej. Długotrwałe procedury – jak wskazuje Bajczuk – wiążą się z brakiem kadr i słabą informatyzacją procesów administracyjnych w gminach. Będzie to duża bariera, którą należałoby usunąć poprzez zwiększenie nakładów na kadry zarówno w gminach, jak i Regionalnych Dyrekcjach Ochrony Środowiska.
Trzeba też pamiętać o oporze społecznym, bo choć w badaniach społecznych poparcie dla OZE jest wysokie, to w praktyce zjawisko NIMBY pozostaje bardzo silne. Właściciele nieruchomości mogą obawiać się, że przez instalacje fotowoltaiczne czy wiatrowe ich działki stracą na wartości. RAA nie powinny być więc wyznaczane ponad głowami lokalnych samorządów i społeczności.
Rafał Bajczuk zwraca uwagę, że jeśli regulacje przyjęte przez Polskę będą złe, to stworzenie specjalnych stref dla OZE nie przyniesie widocznych skutków. Taki scenariusz może zaistnieć, jeśli wymogi dla wyznaczania RAA będą na tyle restrykcyjne, że tych obszarów powstanie niewiele, przez co nie będą mieć większego znaczenia dla rynku OZE i polskiej energetyki.
Równie źle będzie w przypadku, jeśli gminy będą miały zbyt dużą dowolność w wyznaczaniu RAA. Bajczuk podkreśla, że w ten procesie poza Regionalnymi Dyrekcjami Ochrony Środowiska powinni być też włączeni operatorzy systemów dystrybucyjnych, aby potem inwestycje nie ugrzęzły w miejscu z powodu braku możliwości przyłączenia do sieci.
Ekspert Instytutu Reform przywołuje też przykład Niemiec, które za usuwanie wąskich gardeł dla OZE mocno zabrały się już w pierwszych miesiącach kryzysu energetycznego. W efekcie pierwsze rozwiązania (tzw. pakiet wielkanocny) rząd przedstawił już w kwietniu 2022 r. – niespełna dwa miesiące po agresji Rosji na Ukrainę.
– Dzięki wcześniejszym regulacjom wewnętrznym o wyznaczaniu obszarów przeznaczonych rozwojowi energetyki wiatrowej i słonecznej rząd federalny nie musiał przeprowadzać mapowania potencjału, ani procedury wyznaczania obszarów. Implementacja dyrektywy RED III jest przeprowadzana poprzez adaptowanie obecnie istniejących rozwiązań jako zapisów dyrektywy, ale przyspieszeniu ulegają procedury – wyjaśnia Bajczuk i podkreśla, efektywne wdrażanie RAA powinno być częścią szeroko zakrojonych zmian legislacyjnych usprawniających rozwój OZE.
Trudne tereny to dodatkowe wyzwania
W Polsce są już oczywiście przykłady wykorzystania trudnych, poprzemysłowych terenów pod OZE. Chyba najbardziej znanym jest farma wiatrowa o mocy 30 MW, którą oddano do użytku już w 2007 r. na Górze Kamieńsk, usypanej z nadkładu zalegającego na złożach węgla brunatnego w Bełchatowie.
W ostatnich latach rozwój projektów fotowoltaicznych i wiatrowych mocno postępuje też na terenach zrekultywowanych odkrywek Konińskiego Zagłębia Węgla Brunatnego, o czym pisaliśmy w artykule pt. Tereny pokopalniane w Polsce zmieniają się w zagłębia OZE.
RAA mogą więc przyczynić się do dalszego przyspieszenia inwestycji m.in. na terenach przemysłowych czy zdegradowanych, ale niezależnie od tego inwestorzy muszą pamiętać, że lokowanie OZE w takich lokalizacjach wiąże się dodatkowymi wyzwaniami.
Marek Pokrzywka, dyrektor ds. kluczowych projektów firmie Corab, dostarczającej systemy fotowoltaiczne, wskazuje, że w przypadku trudnych lokalizacji kluczowe są dodatkowe badania, w szczególności gruntu, np. na terenach pokopalnianych. Ze względu na nasypowy charakter podłoża, małą zwięzłość gleby, nieznane właściwości fizykochemiczne (często może być to charakter agresywny), najpierw należy dokładnie sprawdzić warunki geodezyjne oraz geologiczne.
– Wymagające warunki glebowe oznaczają niejednokrotnie konieczność zastosowania materiału z powłoką o większej odporności na korozję. Rodzaj podłoża ma również znaczenie w przypadku późniejszej eksploatacji instalacji. Warto zaznaczyć chociażby pylność i w efekcie zakurzenie modułów PV. Brak właściwych działań eksploatacyjnych obniża wydajność instalacji. Stąd też istotne, aby projektując instalację dopasować również plan eksploatacyjny na lata i odpowiednio uwzględnić to w budżecie projektu – tłumaczy Pokrzywka.
Niemniej w takich miejscach „lekka” konstrukcyjnie fotowoltaika i tak ma przewagę nad „ciężką” energetyką wiatrową, potrzebującą również dużych fundamentów.
– Fotowoltaika wymaga mniejszego zużycia materiałów niż energetyka wiatrowa, która jest dość materiałochłonna. Wszelkie plany dekarbonizacji i rekultywacji terenów zniszczonych zakładają również dość szybkie działania, aby tereny przywrócić do właściwego stanu – stwierdza Pokrzywka.
– W przypadku fotowoltaiki jest to jak najbardziej osiągalne z uwagi na krótki okres budowy instalacji energetycznych. Dla obiektów wiatrowych okres budowy jest kilkukrotnie dłuższy, a praca nad ich rozwojem jest zdecydowanie bardziej złożona i kosztowna – dodaje dyrektor spółki Corab.
Trudne tereny, zwłaszcza poprzemysłowe, mają jednak tę zaletę, że często – w odróżnieniu od powstających od podstaw projektów typu greenfield – posiadają już infrastrukturę elektroenergetyczną czy transportową.
– Dlatego oprócz rozbudowanej infrastruktury często w pobliżu można znaleźć szereg usług towarzyszących, takich jak instalatorzy zaplecza, serwisowe hurtownie elektryczne, dostawcy materiałów budowlanych lub innych wykorzystywanych przy fotowoltaice. Ogranicza to również prace deweloperskie w tworzeniu planu zagospodarowania przestrzeni – wymienia Pokrzywka.
Przemysł pilnie potrzebuje OZE
Jednak branża wiatrowa też liczy na wykorzystanie terenów przemysłowych, w tym przy pomocy mniejszych i lżejszych turbin, którym tak nie doskwierają wymogi ustawy odległościowej.
Według opublikowanego w kwietniu tego roku raportu Potencjał terenów przemysłowych dla rozwoju lądowej energetyki wiatrowej, przygotowanego przez Instytut Energetyki Odnawialnej (IEO) dla Re-Source Poland HUB, potencjał techniczny elektrowni wiatrowych, który byłby możliwy do realizacji na tych terenach (przy braku ograniczeń regulacyjnych i dodatkowych kosztów systemowych), to niemal 17 GW.
IEO ocenia, że dalsza liberalizacja ustawy odległościowej z obecnych 700 do 500 m mogłaby do tego wyniku dołożyć kolejne 3,6 GW. Natomiast już teraz ok. 6600 przedsiębiorstw przemysłowych, wodociągowo-kanalizacyjnych i ciepłowniczych ma dostęp do terenów obejmujących 190 tys. ha, na których potencjalnie można rozważać lokalizację elektrowni wiatrowych.
Sam przemysł potrzebuje dużo energii odnawialnej, aby zmniejszać emisyjność oraz ślad węglowy wytwarzanych produktów. Pisaliśmy o tym ostatnio na przykładzie firmy Elemental, która otworzyła w Zawierciu pierwszy w Europie wielkoskalowy zakład recyklingu baterii litowo-jonowych i planuje jego dalszą rozbudowę. Chciałaby jednak być też w 100 proc. niezależna energetycznie i obok dodatkowych mocy w fotowoltaice postawić także farmę wiatrową. Spółka obawia się jednak, że przez długie procedury zachodni konkurenci osiągną ten cel szybciej.
Zobacz też: Recykling baterii litowo-jonowych: Polska liderem UE
Ogromne moce w OZE – nawet kilkanaście gigawatów w tej dekadzie – są również potrzebne do zapewnienia podaży zielonego wodoru dla polskiego przemysłu ciężkiego.
– Preferowanym rozwiązaniem dla przemysłu byłaby budowa hybryd wiatrowo-słonecznych w modelu cable pooling lub – na terenie większych przedsiębiorstw przemysłowych – on-site z ewentualnym wsparciem linii bezpośredniej – ocenia IEO.
Zobacz więcej: Jest megawat do produkcji czekolady. Czy będą gigawaty dla przemysłu ciężkiego?
Marek Pokrzywka wskazuje, że poza przemysłem energia ze stref OZE może trafiać również do spółek komunalnych, jak i odbiorców indywidualnych. Im bliżej miejsca wytwarzania będzie wykorzystywana energia, tym lepiej dla Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.
Dyrektor firmy Corab także wskazuje na zalety hybrydyzacji – w tym za pomocą magazynów energii.
– Różnorodność dostępnych technologii magazynowych, takich jak baterie litowo-jonowe czy wodór sprawiają, że można dopasować jak najlepiej technologię do potrzeb. Pomimo odpowiednich efektów technicznych nie możemy zapominać również o walorach ekonomicznych i opłacalności instalacji, stąd też nie każda z technologii magazynowych jest łatwo dostępna i chętnie stosowana przez inwestorów – mówi Pokrzywka.
Zawirowania w legislacyjnym łańcuchu
Na koniec jeszcze jeden, istotny atut związany z obszarami przyspieszonego rozwoju OZE i skróceniem procedur administracyjnych. Skutkiem powinno być ogólne skrócenie czasu inwestycji, co pozwoli lepiej planować budżety projektów oraz zabezpieczać łańcuchy dostaw.
– Jeżeli możemy wykonać instalacje w jak najkrótszym czasie, zaczynając od momentu planowania, to tym samym możemy zagwarantować stałość cen poszczególnych komponentów oraz prac towarzyszących. Wówczas ogranicza to także ryzyko zawirowań na rynku krajowym czy międzynarodowym, co w ostatnich kilku latach jest wyraźnie widoczne i nie pozostaje bez wpływu na sytuację branży energetyki odnawialnej – podsumowuje Marek Pokrzywka.
Pozostaje zatem liczyć, że poważnych zawirowań unikną prace nad przepisami dla stref OZE. Historia chociażby kolejnych nowelizacji ustawy odległościowej, czy liberalizacji zasad budowy linii bezpośrednich, pokazuje, że oczekiwania branży zamieniają się w… oczekiwanie.
Zobacz więcej: Bruksela wystawiła Polsce energetyczną cenzurkę
