Jak się w Polsce buduje farmy fotowoltaiczne? "95 proc. wniosków kończy się odmowami"
W Polsce widzimy coraz więcej farm fotowoltaicznych, a nasza energia jest coraz bardziej "zielona". Jak tłumaczy jednak w rozmowie z Business Insider szef PAD RES, jednego z największych deweloperów zielonej energii w kraju, budowa dużej instalacji to zwykle droga przez mękę. — Ponad 95 proc. wniosków o wydanie warunków przyłączenia dla instalacji kończy się odmowami — mówi Mariusz Adamczewski.
- Jak przekonuje prezes PAD RES, zielona rewolucja w Polsce postępuje, choć jest to w dużej mierze efekt spadających cen paneli
- Firma Mariusza Adamczewskiego jest zaprawiona w bojach
- Nie tak dawno temu specjalizowała się w wiatrakach, aż przyszła niesławna "ustawa 10H"
- Z dnia na dzień straciliśmy projekty, pieniądze i inwestorów — opowiada prezes
- Dziś jego firma specjalizuje się w fotowoltaice, choć — jak mówi Mariusz Adamczewski — proces stawiania farm jest w Polsce wyjątkowo trudny. Koniec końców jednak, jak mówi, zielona energia jest u nas coraz bardziej opłacalna
- Dzisiaj jako wytwórcy naprawdę konkurujemy ceną z dostawcami energii ze źródeł gazowych czy węglowych — zapewnia w rozmowie z Business Insider Polska
- Więcej informacji o biznesie znajdziesz na stronie Businessinsider.com.pl
Mateusz Madejski, dziennikarz Business Insider Polska: Zawsze pana firma specjalizowała się w fotowoltaice?
Mariusz Adamczewski, CEO firmy PAD RES: Działamy od 2010 r. Przez kilka pierwszych lat skupialiśmy się na inwestycjach w farmy wiatrowe na lądzie, aż w życie weszła "ustawa 10H". Z dnia na dzień straciliśmy projekty, pieniądze i inwestorów. Jeśli chodzi o fotowoltaikę, to pierwszą instalację uruchomiliśmy pod koniec 2015 r. Od tamtego czasu jako inwestor i deweloper wybudowaliśmy grubo ponad 50 takich projektów. Ponad połowa z nich to projekty z koszyka 1 MW, natomiast od około trzech lat inwestujemy już tylko w projekty wielkoskalowe, czyli w większości powyżej 30 MW.
Obecnie jako inwestor mamy w budowie projekty o łącznej mocy ponad 300 MW. W samym portfelu deweloperskim mamy obecnie ponad 800 MW przyszłych instalacji z warunkami przyłączenia — mowa tu o projektach, które mają duże lub bardzo duże szanse na realizację.
Nie nazwałbym naszej firmy inwestorem fotowoltaicznym. Jesteśmy deweloperem i inwestorem OZE, stawiamy również na rozwój innych źródeł zielonej energii. Liczymy też, że dzięki zmianom w prawie powrócimy do inwestycji w farmy wiatrowe na lądzie.
Co z wiatrakami offshore?
Ten kawałek tortu jest już podzielony i uregulowany. Prym wiodą tu spółki z udziałem Skarbu Państwa, dlatego, przynajmniej na razie, skupiamy się na czym innym.
Wróćmy do niesławnej "ustawy 10 H". Zabrzmiało to, jakby był to szok dla pana firmy.
Dla nas to był szok i atak na całą branżę. Z dnia na dzień musieliśmy zamknąć nasze biuro i szybko znaleźć inne źródło dochodu dla firmy, żeby spłacić zobowiązania zaciągnięte na rozwój już zaawansowanych projektów. To była ustawa, która bez żadnych okresów przejściowych zabijała w tamtym czasie branżę OZE. Stąd zresztą do dzisiaj mamy w Polsce dziurę w rozwoju farm wiatrowych. Te, które są teraz oddawane do użytkowania, to projekty, które udało się zabezpieczyć jeszcze przed wejściem ustawy w życie. Nowe powstaną najwcześniej za kolejne cztery lata.
Za to fotowoltaika się rozwija...
Tak, takie instalacje produkują w Polsce coraz więcej energii, ale boom w branży fotowoltaicznej wynika przede wszystkim z dostępności technologii, łatwiejszego procesu deweloperskiego czy spadających cen paneli, a nie jej efektywności na naszych szerokościach geograficznych.
Odmowa za odmową
Jak się buduje farmy fotowoltaiczne?
Najważniejsza jest lokalizacja pod kątem możliwości przyłączenia takiego źródła do sieci elektroenergetycznej. To znaczy, że buduje się je się tam, gdzie jest możliwość przyłączenia.
Głównym ograniczeniem rozwoju OZE w Polsce są niedoinwestowane sieci przesyłowe oraz brak elastyczności sieci — to wynika m.in. z braku magazynów energii czy elektrowni pompowo-szczytowych. Dlatego obecnie ponad 95 proc. wniosków do operatorów o wydanie warunków przyłączenia dla instalacji OZE kończy się odmowami.
Zwykle nie wiemy, czy przygotowywany przez nas projekt zostanie podłączony. Po podpisaniu umowy na dzierżawę gruntu i przeznaczeniu na to środków, musimy dostosować się do uwarunkowań środowiskowych. Pomimo że mówimy o prostych instalacjach — które nie hałasują i nie oddziałują elektromagnetycznie czy odorowo — cały proces komplikuje się przez kolejne wytyczne i oczekiwania organów prowadzących postępowania. Do tego dochodzi kwestia uzyskania warunków zabudowy albo zmiana planów zagospodarowania przestrzennego. Dopiero potem pojawia się możliwość składania wniosku o przyłączenie do sieci. Przy złożeniu wniosku płacimy kaucję na rzecz operatora w wysokości 30 tys. zł od 1 MW planowanej instalacji.
Jest tu jakaś górna granica?
Dla instalacji o mocy powyżej 100 MW zaliczka jest ograniczona do maksymalnej kwoty 3 mln zł. Od momentu wpłacenia zaliczki, okres oczekiwania na decyzję wynosi do 150 dni — przynajmniej w teorii. Po tym czasie powinniśmy dostać zgodę lub odmowę na przyłączenie do sieci.
Dalsza część artykułu znajduje się pod materiałem wideo
W teorii?
99 proc. wniosków jest przedłużanych do 225 dni. Czasem trwa to jeszcze dłużej i tak, jak wspomniałem wcześniej – zdecydowana większość wniosków i tak jest odrzucanych. Czasem z przyczyn technicznych, czasem z ekonomicznych. Zaczynają się więc schody: w końcu wydaliśmy już kilkaset tys. zł albo kilka mln zł, rolnikowi trzeba zapłacić za grunt i musimy podjąć decyzję czy pogodzić się z pokaźną stratą, czy walczyć o tę inwestycję.
Jak?
Są rozmowy z operatorami, negocjacje czy próby pozyskania przyłączenia w trybie komercyjnym (czyli za dodatkowym wynagrodzeniem dla operatora sieci). Czasem mówimy operatorom wprost, że chcemy zmodernizować im sieć za nasze pieniądze. Nawet przy oferowanych przez nas inwestycjach na grube miliony zł, często nie spotyka się to z ich zainteresowaniem. Natomiast muszę tu też zaznaczyć, że nie można generalizować i nie zawsze trafiamy na ścianę. Niektóre oddziały spółek państwowych dystrybucyjnych są dużo lepiej nastawione do OZE niż inne — i czasem takie negocjacje się udają. Na pewno jako branża oczekujemy elastyczności w podejściu do instalacji OZE ze strony operatorów oraz prowadzenia partnerskich rozmów.
Brzmi to dość nieprawdopodobnie, że tak długą drogę trzeba przejść, by najczęściej i tak dostać odmowę.
Ale dokładnie tak to dzisiaj wygląda.
Co potem?
Jeżeli dostaniemy warunki przyłączenia i podpiszemy umowę, to po prostu uzyskujemy pozwolenie na budowę, zabezpieczamy jej finansowanie i ruszamy z inwestycją. Zawsze robimy to tak, aby ten proces nie wpływał negatywnie na środowisko.
Dodatkowo wcześniej musimy zabezpieczyć przy tym trasę kablową — tu też trzeba dojść do porozumienia z właścicielami działek. Sama budowa projektu trwa od trzech miesięcy (dla projektu małego) do 1,5 roku (dla projektu powyżej 50 MW). W przypadku instalacji wybudowanej i podłączonej, to albo ją komercjalizujemy na zasadzie długoletnich umów, albo po prostu sprzedajemy prąd na rynku za pośrednictwem spółek obrotu. Zresztą dzisiaj banki europejskie uzależniają decyzje o udzieleniu kredytów na np. inwestycje w zakłady produkcyjne od korzystania przez firmy z zielonych rozwiązań.
Przełomem jest to, że od dwóch-trzech lat energia pochodząca z OZE nie musi być dotowana. Dzisiaj jako wytwórcy naprawdę konkurujemy ceną z dostawcami energii ze źródeł gazowych czy węglowych. To jest coś, co zdecydowanie przedefiniowało rynek energii elektrycznej. Wiele zmieniła tutaj wojna w Ukrainie, ale jeszcze więcej zmieniła większa dostępność do technologii i znaczący spadek cen rozwiązań OZE.
Ile energii daje farma?
Jaki jest żywot farmy fotowoltaicznej?
Około 25-30 lat. Takie są gwarancje na moduły.
Weźmy dużą fabrykę, powiedzmy telewizorów. Farma fotowoltaiczna zaspokoi jej potrzeby energetyczne?
Załóżmy, że ten zakład zużywa rocznie 100 tys. megawatogodzin energii elektrycznej. Ja jako właściciel farmy fotowoltaicznej odpowiedniej wielkości mogę w ciągu roku wyprodukować tyle energii — ale nie dokładnie w tym samym czasie, w którym fabryka jej potrzebuje. W przypadku farmy fotowoltaicznej i zakładu produkcyjnego, pracującego na dwie zmiany, mogę dostarczyć ok. 30 proc. bieżącego zapotrzebowania.
Resztę fabryka dokupuje z innych źródeł. Natomiast gdy produkuję więcej energii, niż ona zużywa, to sprzedaję te nadwyżki na rynku. Bilans całościowy jest jednak jeden do jednego. Jeśli koło instalacji fotowoltaicznej powstałaby farma wiatrowa, to mógłbym zapewnić takiemu odbiorcy na bieżąco nie 30 proc., a 60 proc. energii dla jego bieżącego profilu zużycia — i właśnie do takiej "hybrydyzacji" źródeł OZE dąży nasza branża. Można dołożyć do takiej instalacji hybrydowej też magazyn energii. Rozwiązanie takie może nie jest idealne przy obecnej technologii magazynów bateryjnych i kosztów jej implementacji, ale jest to dla branży coraz bardziej interesujące. Energię w magazynie bateryjnym można trzymać krótko, w określonych cyklach, więc nie jest tak, że można tam zmagazynować energię z instalacji fotowoltaicznych na całą zimę. Natomiast oczywiste jest, że potrzebujemy magazynów energii, które pozwalałyby przechowywać nadwyżki wyprodukowane z fotowoltaiki, które można byłoby wprowadzić do sieci po zmierzchu, w godzinach wieczornych czy nocnych.
Jakie są jeszcze inne wyzwania branży?
Coraz trudniejsze jest znalezienie samych gruntów pod inwestycje. Dzisiaj największe możliwości przyłączenia do sieci są na terenach położonych blisko dużych miast, a jako branża jesteśmy tam średnio konkurencyjni. Negocjując z właścicielami gruntów, mamy świadomość, że deweloper mieszkaniowy czy logistyczny jest w stanie zaproponować mu za ziemię nieporównywalnie więcej pieniędzy. Zatem każda nowa lokalizacja dla inwestycji OZE jest wynikiem kompromisu, uwzględniającego możliwość przyłączenia, koszty pozyskania nieruchomości, warunki środowiskowe lub przychylność samorządu i mieszańców.
Co można zrobić, by pomóc branży OZE?
Na pewno uprościć i ujednolicić postępowania administracyjne dla źródeł fotowoltaicznych, turbin wiatrowych czy biogazowni. Obecnie mamy różnice w podejściach do inwestycji choćby w poszczególnych Regionalnych Dyrekcjach Ochrony Środowiska czy też w gminach. Mogą one prowadzić do znacznych dysproporcji, jeśli chodzi o czas i koszty przygotowania projektów. Ujednolicenie tych procesów na terenie całego kraju (jasne wymogi, ograniczenie uznaniowości) zdecydowanie przyspieszyłoby przygotowanie i realizację inwestycji. A tym samym rzecz jasna przyczyniłoby się do bardziej efektywnego rozwoju sektora. To zaś ważne z powodów strategicznych, ekonomicznych — i rzecz jasna ekologicznych.
Należy też wykorzystać mądrze środki z KPO, przede wszystkim na inwestycje w sieci dystrybucyjne i to przede wszystkim na modernizacje sieci 110 kW oraz sieci średniego napięcia (15 kW). Energa Operator, Tauron Dystrybucja, PGE Dystrybucja oraz Enea Operator powinny otrzymać znaczące wsparcie ze źródeł KPO na inwestycje sieciowe, zarówno linie przesyłowe, jak i na stacje elektroenergetyczne. Trzeba dodać, iż same pieniądze to nie wszystko, należałoby uprościć procedury przygotowania inwestycji sieciowych, czyli tak jak w przypadku inwestycji drogowych, przyjąć specustawę ograniczającą czas i koszty przygotowania takich inwestycji.
Bez tego wszystkiego nie będzie można mówić ani o żadnej zielonej rewolucji czy nawet szybkiej ewolucji, ani tym bardziej o samowystarczalności i bezpieczeństwie naszego systemu elektroenergetycznego.