Sporo przeszkód dla rozwoju fotowoltaiki w Polsce

Brak perspektyw wsparcia OZE po 2021 r., brak sieci dedykowanych do przyłączeń źródeł odnawialnych do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego oraz problem z koncesjami
i podatkami to główne bariery w tej branży – pisze Albert Gryszczuk, Prezes Krajowej Izby Klastrów Energii.

Zespół ekspertów Krajowej Izby Klastrów Energii przygotował opracowanie dotyczące aktualnych barier w rozwoju inwestycji fotowoltaicznych. Kierowaliśmy się doświadczeniami i wskazówkami naszych członków, w szczególności – budującego największą farmę fotowoltaiczną w Polsce – Zgorzeleckiego Klastra Rozwoju Odnawialnych Źródeł Energii i Efektywności Energetycznej. Chcemy pokazać kierunki i rozwiązania prawne, które będą sprzyjały, nie tylko rozwojowi inwestycji, ale także ułatwią sprawiedliwą transformację energetyczną. Zwracamy uwagę, że podstawowe kwestie, poruszane przez ekspertów, związane są z regulacjami dla inwestorów oraz strony finansującej i dotyczą zapewnienia stabilności ekonomicznej projektów. Jedną z procedur szczególnie wydłużającą proces inwestycyjny jest decyzja środowiskowa. Obecnie zabudowa powierzchni powyżej 1 ha wymaga przeprowadzenia oceny oddziaływania inwestycji PV na środowisko. Do czasu zakończenia przedmiotowego postępowania nie można złożyć wniosku o wydanie pozwolenia na budowę. Przyczyną bezpośrednią takiego stanu rzeczy jest uznanie zabudowy PV za rodzaj zabudowy przemysłowej.

Albert Gryszczuk, prezes Krajowej Izby Klastrów Energii

energia.rp.pl

Tymczasem, przepisy UE nie przesądzają i nie nakazują uznawania systemów fotowoltaicznych za urządzenia przemysłowe do produkcji energii. Fotowoltaika nie wpisuje się w definicję przemysłu i nie ma uzasadnienia dla poddawania jej obowiązkowi uzyskania decyzji środowiskowej.Rozwiązaniem mogłaby być zmiana § 3 ust. 1 pkt 54 Rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 10 września 2019 r. Ponadto instalacje fotowoltaiczne zaliczone są do zabudowy wymagającej uzyskania pozwolenia na budowę, a następnie pozwolenia na użytkowanie Powyższe procedury podnoszą koszty inwestycji oraz wydłużają proces realizacji farmy PV, o kilka miesięcy lub nawet rok. Instalacje fotowoltaiczne lokalizowane są w obszarach niezabudowanych i niezalesionych, przede wszystkim na gruntach rolnych. Zasadnym jest zatem rozszerzenie listy wyłączeń od konieczności uzyskania pozwolenia na budowę o instalacje PV, o całkowitej mocy do 10 MW.

Wśród barier regulacyjnych wskazać należy, przede wszystkim, brak perspektywy wsparcia OZE po 2021 r. Ustawa o OZE daje możliwość przeprowadzania aukcji OZE jedynie do 30.06.2021 r. Na szczęście Ministerstwo Środowiska już zapowiada przedłużenie terminu do połowy 2026. Na chwilę obecną nie istnieje bowiem skuteczna i efektywna alternatywa dla aukcji URE, zapewniająca szybki rozwój źródeł OZE, a w tym PV. W polskich warunkach instalacje PV wymagają stabilnej, długoletniej gwarancji stosunkowo wysokiej ceny, aby utrzymać tzw. bankowalność dla instytucji finansujących i rentowność dla inwestorów.

"W systemie energetycznym, który ma charakter rozproszony, nawet najmniejsza awaria może wywołać rea

Linia wysokiego napięcia/Shutterstock

energia.rp.pl

Inwestorzy farm PV borykają się ponadto z brakiem sieci dedykowanych przyłączaniu źródeł OZE do krajowego systemu elektroenergetycznego. Duże projekty, realizowane na powiązanym funkcjonalnie obszarze, potrzebują infrastruktury, pozwalającej na wyprowadzenie mocy do sieci operatorów systemów dystrybucyjnych energetyki zawodowej (tzw. OSDp). Operatorzy mogliby to zapewnić przez rozbudowę własnej infrastruktury. Niestety, w rezultacie wielu obostrzeń na nich ciążących, często nie są oni w stanie zapewnić rozbudowy własnych sieci, w tempie odpowiadającym oczekiwaniom branży OZE. Inwestujący w OZE są gotowi przejąć część zadań OSDp i samodzielnie budować lokalne sieci dystrybucyjne. Przejęcie ww. zadań przez OSDn napotyka jednak istotne przeszkody regulacyjne.

Dobrym rozwiązaniem mogłaby być nowelizacja Prawa energetycznego, pozwalająca na przekazywanie przez OSDn wybudowanych sieci OSDp oraz swobodne ustalanie warunków finansowych przyłączenia źródeł OZE do sieci OSDn (tzw. opłaty przyłączeniowej). Kolejnym elementem powinna być możliwość traktowania przez OSDn pobieranej przez nich opłaty przyłączeniowej jako zwrotu wydatków, niebędących przychodem w momencie ich otrzymania.

Adobe Stock

energia.rp.pl

Z niewiadomych przyczyn, uzyskania koncesji wymaga produkcja energii w jednostce OZE o mocy pow. 0,5 MW. Podczas, gdy dla jednostek konwencjonalnych granicę stanowi 50 MW (art. 32 Prawa energetycznego). Do czasu uzyskania koncesji (promesy) inwestorzy często mają ograniczoną możliwość pozyskania kapitału niezbędnego dla sfinansowania projektu. Instytucje finansujące postrzegają bowiem konieczność uzyskania koncesji jako dodatkowe ryzyko administracyjne niezależne od inwestora – wstrzymujące pełne uruchomienie finansowania.

Zalecamy nowelizację przepisów Prawa energetycznego zrównującą obowiązek uzyskania koncesji dla wszystkich jednostek OZE i jednostek konwencjonalnych. Dla wszystkich jednostek powinien obowiązywać jeden próg – 50 MW.

Na koniec, zwróćmy uwagę na bariery podatkowe. Jeżeli chodzi o podatki i opłaty lokalne, wciąż brak jednolitej wykładni dotyczącej opodatkowania instalacji PV. Podatek od nieruchomości stanowi istotny element kosztów eksploatacyjnych instalacji PV. Niepewność co do jego wysokość stanowi dodatkowe ryzyko dla banku. Uregulować należy sposobu naliczania podatku dla instalacji PV zarówno w zakresie gruntu pod instalacją, jak i samej instalacji. Należy bowiem pamiętać, że w razie tworzenia projektu na terenie kilku gmin, jako lokalne organy podatkowe mogą one mieć odmienne podejście do tematyki opodatkowania instalacji PV, co dodatkowo komplikuje proces inwestycyjny.

———————————————————————————————————-

Robin Szustkowski

energia.rp.pl

Robin Szustkowski – analityk rynku OZE

Szybki rozwój instalacji PV w Polsce jest możliwy dzięki prywatnym inwestycjom. Niezbędne są jednak odpowiednie stopy zwrotu dla inwestorów i stabilne źródła spłaty kredytów dla banków. Ich źródłem jest oczywiście cash flow w relacji do wydatków inwestycyjnych. Na ryzyko inwestycji w PV wpływają następujące czynniki: projektowe i administracyjne przygotowanie inwestycji, wygranie aukcji, przyłączenie do krajowego system energetycznego, uzyskanie koncesji oraz sprzedaż w ramach systemu aukcyjnego. Dlatego, pozytywnie ocenić należy działania Ministerstwa Klimatu, w zakresie przedłużenia trwania systemu aukcyjnego. Wiemy, że rząd polski czekają jeszcze uzgodnienia z Brukselą, ale wydaje się, że nie powinno być z tym większego problemu. Uczestnicy rynku OZE mają jednocześnie nadzieję, że niezbędna nowelizacja ustawy o OZE, nie tylko wydłuży działanie systemu aukcyjnego, ale również znaczne zwiększy częstotliwości samych aukcji URE.