Source: http://docplayer.pl/1340337-Bariery-prawno-administracyjne-w-procesie-inwestycyjnym-systemow-fotowoltaicznych-w-polsce.html
Timestamp: 2018-02-23 03:26:33+00:00
Document Index: 71723993

Matched Legal Cases: ['Art. 7', 'Art. 61', 'Art. 32', 'Art. 49', 'Art. 9', 'art. 50', 'Art. 7', 'Art. 9', 'Art. 7', 'Art. 7', 'art. 9', 'art. 9', 'Art. 7', 'Art. 7', 'Art. 7', 'Art. 7', 'art. 9', 'art. 9', 'Art. 30', 'Art. 71', 'Art. 32', 'Art. 35', 'art. 29', 'art. 29']

1 BARIERY PRAWNO-ADMINISTRACYJNE W PROCESIE INWESTYCYJNYM SYSTEMÓW FOTOWOLTAICZNYCH W POLSCE Rekomendacje jak znieść bariery rozwoju fotowoltaiki na szczeblu lokalnym Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki (Polish Society for Photovoltaics) Wrzesień 2011
2 Informacja: Dokument ten został przygotowany w ramach projektu PV LEGAL Redukcja prawno-administracyjnych barier dla instalacji systemów fotowoltaicznych w Europie (kontrakt numer IEE/08/591/SI ), przy wsparciu Komisji Europejskiej z Programu Ramowego na rzecz Konkurencyjności i Innowacji Inteligentna Energia dla Europy. Projekt PV LEGAL jest projektem narodowych stowarzyszeń przemysłu fotowoltaicznego, prowadzonym w celu poprawy ramowych warunków rozwoju fotowoltaiki w Europie. Autor: Dr Stanisław M. Pietruszko Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki Ul. Prałatowska 5 lok. 50, Warszawa Tel. kom , tel./fax: Konsultacje: eclareon GmbH Luisenstr Berlin Konsultacja prawna 1 : Weronika Pelc Partner Wardyński i Wspólnicy sp.k. Al. Ujazdowskie Warszawa Projekt PV LEGAL jest wspierany przez: Nota prawna Komisji Europejskiej Pełną odpowiedzialność za zawartość niniejszej publikacji ponosi autor. Nie musi ona odzwierciedlać opinii Wspólnoty Europejskiej. Komisja Europejska nie jest odpowiedzialna za jakiekolwiek wykorzystanie informacji w niej zawartych. Nota prawna autora Zawartość tego dokumentu została opracowana z najwyższą możliwą starannością i uwagą. Autor nie daje gwarancji za wybór, poprawność, kompletność lub jakość udostępnionych informacji. Autor nie jest odpowiedzialny za jakiekolwiek szkody, natury materialnej lub niematerialnej, które są spowodowane użyciem lub nieużyciem przedstawionych informacji, tak długo jak nie zostanie udowodnione, że działał on ze złymi zamiarami lub dużym zaniedbaniem. Żadna część niniejszej publikacji nie może być reprodukowana, zapisywana w systemach lub rozpowszechniana bez wcześniejszej zgody autora. 1 W zakresie powołanych norm prawnych oraz wymagań wynikających dla inwestorów z przepisów prawa. Od autora pochodzą poglądy w przedmiocie ocen funkcjonowania organów administracji, trafności rozwiązań prawnych, możliwości realizacji określonych postulatów itp. 2/30
3 SPIS TREŚCI PODZIĘKOWANIA 3 1 STRESZCZENIE 4 2 WSTĘP 8 3 WPŁYW BARIER PRAWNO-ADMINISTRACYJNYCH NA ROZWÓJ FOTOWOLTAIKI W POLSCE 10 4 ANALIZA BARIER WYNIKAJĄCYCH Z PROCEDUR ADMINISTRACYJNO-PRAWNYCH DOTYCZĄCYCH INSTALACJI SYSTEMÓW FOTOWOLTAICZNYCH I REKOMENDACJE DLA ICH ZNIESIENIA Bariera 1: Brak odpowiedniego mechanizmu wsparcia rozwoju rynku fotowoltaiki Bariera 2: Procedury prawno-administracyjne, opłaty ZUS Bariera 3: Warunki przyłączenia systemu PV do sieci elektroenergetycznej, jego przyłączanie, odbiór techniczny i dopuszczenie do eksploatacji 13 Analiza/przyczyna bariery 14 Propozycje dla przełamania bariery Bariera 4: Miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego 17 Analiza/przyczyna bariery 17 Propozycje zniesienia bariery Bariera 5: Uzyskanie koncesji na wytwarzanie energii z OZE Bariera 6: Instalacja systemów PV 17 Analiza/przyczyny bariery 17 Propozycje dla przełamania bariery Bariera 7: Uzyskiwanie świadectw pochodzenia (zielonych certyfikatów) i obrót nimi 19 5 PODSUMOWANIE RAM PRAWNO-ADMINISTRACYJNYCH DOTYCZĄCYCH FOTOWOLTAIKI W POLSCE ANEKS I: METODOLOGIA BADAŃ 21 ANEKS II: PROJEKTOWANIE I INSTALOWANIE SYSTEMÓW FOTOWOLTAICZNYCH W POLSCE 22 PODZIĘKOWANIA Wszystkim niżej wymienionym osobom pragnę wyrazić swoje serdeczne podziękowanie za współpracę, wykazany profesjonalizm oraz zaangażowanie. Realizacja tego przedsięwzięcia nie byłaby możliwa bez okazanej przez nie pomocy. Chciałem również podziękować za poświęcony przez nie czas, dzielenie się wiedzą, ważnymi wskazówkami oraz uwagami, które w znaczącym stopniu przyczyniły się do powstania, tego tak ważnego dla rozwoju fotowoltaiki w Polsce, dokumentu. Panu mgr Andrzejowi Dominiewskiemu Pani mecenas Weronice Pelc z Kancelarii Wardyński i Partnerzy, Panu dr Zdzisławowi Murasowi z Urzędu Regulacji Energetyki, Panu mgr Piotrowi Dukatowi z RWE SOEN, Panu mgr Jackowi Ochmańskiemu z Biura Architektury i Planowania Przestrzennego Urzędu m. st. Warszawy, Panu Robertowi Brückmannowi i Pani Annie Poblockiej z firmy konsultingowej eclareon z Berlina, członkom Polskiego Towarzystwa Fotowoltaiki, moim współpracownikom z Politechniki Warszawskiej Panom: inż. Witoldowi Granickiemu, inż. Kamilowi Kulmie, osobom z firm instalujących systemy fotowoltaiczne, Paniom: Katarzynie Ciupak, Dagmarze Bołtrukiewicz i Alicji Sobocińskiej. 3/30
4 1 STRESZCZENIE W niniejszym dokumencie Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki (FOTOWOLTAIKA POLSKA) przedstawia analizę barier prawnych i administracyjnych, które blokują rozwój fotowoltaiki w Polsce. Dokument zawiera też propozycje, jak te bariery mogą zostać pokonane. Podstawą dla propozycji zmian są wyniki prac badawczych w ramach projektu PV Legal 2 z Programu Ramowego na rzecz Konkurencyjności i Innowacji (CIP), Inteligent Energy Europe Unii Europejskiej, którego celem jest usuwanie barier biurokratycznych w Europie. Niniejszy dokument omawia wymagania stawiane procesowi inwestycyjnemu systemów fotowoltaicznych na każdym etapie budowy, od wyboru miejsca inwestycji po oddanie do użytku i sprzedaży energii elektrycznej, w trzech segmentach rynku: A małe instalacje PV do 30 kw na budynkach mieszkalnych, B małe i średnie systemy ( kw 3 ) instalowane na dachach budynków przemysłowych i usługowych oraz C duże systemy naziemne powyżej 150 kw. Potencjał fotowoltaiki (PV), jako odnawialnego źródła energii, jest wysoce niedoceniany zarówno przez decydentów politycznych, jak i przez ogół społeczeństwa w Polsce. Obecnie zainstalowana moc wytwórcza PV jest szacowana na 1,75 MW 4, jednakże są to w większości instalacje niepodłączone do sieci energetycznej (głównie zasilanie znaków drogowych). Według Urzędu Regulacji Energetyki (dalej jako URE) na dzień r. koncesje na produkcję i sprzedaż energii elektrycznej otrzymało 4 systemy o łącznej mocy 0,101 MW 5. URE udzieliło również promesy koncesji dla MW 6. Stąd też zawarte w dokumencie Polityka energetyczna Polski do 2030 roku 7 założenie, że do 2020 r. nominalna moc instalacji PV w Polsce ma wynieść 2 MW, jest założeniem błędnym. Utrzymanie takiego celu oznacza w praktyce stagnację w rozwoju PV w Polsce. Rozwój wszystkich odnawialnych źródeł energii (dalej jako OZE ) w Polsce jest oparty na wykorzystaniu mechanizmów wsparcia, takich jak: świadectwa pochodzenia energii wytworzonej w OZE (zielone certyfikaty), obowiązek zakupu całości zaoferowanej energii wytworzonej z OZE, preferencyjne kredyty, zniesienie akcyzy na wytworzoną energię, zmniejszenie stopy podatku dochodowego oraz dotacje. Brakuje jednak takiego mechanizmu wsparcia, jakim jest taryfa stała (feed-in tariff), która obowiązuje w 21 krajach UE i stanowi najsilniejszą zachętę do inwestowania w OZE, jako długoterminowa gwarancja opłacalności inwestycji. Ale nawet, gdy istnieją dobre mechanizmy wsparcia oraz generalne uregulowania prawne, to kluczową sprawą są bariery prawno-administracyjne niższego rzędu, które mogą skutecznie zniechęcać inwestorów do rozwijania fotowoltaiki, jako źródła energii elektrycznej. W Polsce na poziomie krajowych regulacji prawno-administracyjnych istnieją pozornie korzystne rozwiązania dotyczące obowiązku przyłączania OZE do sieci dystrybucyjnej oraz dystrybucji i przesyłania wyprodukowanej energii. Jednakże konieczność uzyskania koncesji na produkcję i sprzedaż energii elektrycznej oraz wynikające stąd konsekwencje (m.in. konieczność założenia działalności gospodarczej i opłacanie ZUS) czynią proces inwestycyjny w przypadku małych systemów PV całkowicie nieopłacalnym. Proces przyłączenia do sieci jest długotrwały, trudny i kosztowny (problem tzw. płytkich i głębokich kosztów przyłączenia) ze względu na niejasne przepisy prawa, a często również z powodu sposobu ich interpretacji przez organy administracji oraz operatorów sieci energetycznej. Ponadto istniejące procedury są jednakowe dla systemów PV o mocy zarówno kilku kw, jak i kilku MW. Dokument przedstawia i analizuje najważniejsze bariery prawno-administracyjne, które blokują drogę do rozwoju fotowoltaiki w Polsce. W rozdziale 3 przedstawiony jest ogólny wpływ zidentyfikowanych barier na proces realizacji inwestycji. W rozdziale 4 opisano i szczegółowo przeanalizowano indywidualne bariery, a następnie przedstawiono 2 Reduction of legal-administrative barriers for PV system installations in Europe" (PV LEGAL). Redukcja prawnoadministracyjnych barier dla instalacji systemów fotowoltaicznych w Europie (PV LEGAL). Więcej informacji o projekcie można uzyskać na stronie 3 Moc nominalna określona w standardowych warunkach pomiaru (STC) (1000 W/m 2, 25 C, widmo promieniowania AM1,5). 4 Według badań projektu PV-NMS-NET z Programu Ramowego CIP Inteligenta Energia dla Europy. Więcej informacji o projekcie można uzyskać na stronie Informacja Rzecznika Prasowego URE, Agnieszki Głośniewskiej 7 Dokument przyjęty uchwałą Rady Ministrów nr 202/2009 z dnia 10 listopada 2009 r. w sprawie Polityki energetycznej Polski do 2030 roku. 4/30
5 konkretne zalecenia, w jaki sposób przeszkody te mogą zostać zredukowane. Poniżej uszeregowano je według ich negatywnego wpływu na rozwój fotowoltaiki w Polsce. Bariera 1: Brak odpowiedniego systemu wsparcia dla rozwoju fotowoltaiki Tylko dzięki istnieniu odpowiedniego systemu wsparcia, umożliwiającego efektywną alokację środków wspierających rozwój nowych technologii odnawialnych źródeł energii, możliwe jest stworzenie rynku istotnej wielkości. Niestety systemem takim nie jest obecnie obowiązujący w Polsce system zielonych certyfikatów, który jest powiązany jedynie z ilością wyprodukowanej energii, niezależnie od źródła jej pochodzenia oraz wielkości instalacji. W Europie obowiązuje on tylko w pięciu państwach: Polsce, Rumunii (gdzie jednak za energię z fotowoltaiki otrzymuje się cztery zielone certyfikaty), Szwecji i Wielkiej Brytanii (jednakże od 1 kwietnia 2010 r. systemy poniżej 5 MW mogą korzystać z FiT) i części Belgii. Pozostałe 21 państw Unii Europejskiej, z wyjątkiem Irlandii, stosują feed-in tariff. Nie sposób myśleć o prawdziwie masowym zastosowaniu odnawialnych źródeł energii przy utrzymaniu obecnego systemu ze względu na poziom jego komplikacji i kosztów, który w praktyce wyklucza korzystanie z niego przez właścicieli niewielkich, o mocy kilku kw, systemów PV na domach jednorodzinnych. Bariera 2: Procedury prawno-administracyjne dotyczące konieczności prowadzenia działalności gospodarczej Bariera ta dotyczy przede wszystkim małych, ale też i średnich systemów fotowoltaicznych. Aby otrzymać koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej w OZE konieczne jest założenie firmy (lub rozszerzenie profilu firmy już działającej). Przy rejestracji działalności gospodarczej przez osobę fizyczną obowiązuje standardowa procedura zakładania firmy w urzędzie gminy. Jednakże przepisy dotyczące konieczności opłacania świadczeń socjalnych czynią taką inwestycję całkowicie nieopłacalną, nawet przy jej zerowym koszcie. Bariera 3: Uzyskanie warunków przyłączenia do sieci elektroenergetycznej, przyłączenie systemu PV do sieci, odbiór techniczny oraz dopuszczenie do eksploatacji Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci, musi złożyć w przedsiębiorstwie energetycznym, zajmującym się przesyłaniem albo dystrybucją energii elektrycznej, wniosek o określenie warunków przyłączenia 8. Po ich uzyskaniu, podmiot przyłączany oraz przedsiębiorstwo energetyczne mają dwa lata na podpisanie umowy o przyłączenie do sieci po tym okresie warunki przyłączenia wygasają. Umowa o przyłączenie stanowi podstawę do rozpoczęcia realizacji prac projektowych i budowlano-montażowych, na zasadach w niej określonych. Reguluje ona również kwestie związane z ponoszeniem przez strony kosztów przyłączenia do sieci. Podstawową trudność stanowi przygotowanie dokumentacji technicznej dołączanej do wniosku o wydanie warunków przyłączenia (wymaganej zgodnie z Rozporządzeniem w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i IRIESP). Operatorzy sytemu nie mają obecnie doświadczenia w zakresie związanym z przyłączeniem źródeł PV, co w efekcie prowadzi do przedłużenia procesu przygotowania warunków przyłączenia. Pomimo ustawowego obowiązku przyłączenia instalacji OZE do sieci, przedsiębiorstwa zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej przenoszą koszty wykonania przyłączenia na inwestora (zgodnie z taryfami przedsiębiorstw i zapisami Prawa Energetycznego). Każdy z operatorów systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego posiada własną Instrukcję ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej IRiESP lub IRiESD, według której przeprowadza próby i odbiory częściowe oraz końcowe. Według ostatnich zmian Prawa energetycznego Prezes URE zatwierdza całe IRiESP/IRiESD co ujednolica zasady przy konieczności zachowania odrębności terytorialnych. Jednakże nie ma instrukcji, która umożliwiłaby standardowy odbiór systemów PV, stąd też każdy inwestor musi przygotować się do wymagań stawianych przez lokalnego operatora. Wymagania te mogą być czasami niepotrzebne, co podnosi koszty instalacji oraz wydłuża termin jej odbioru. Bariera 4: Miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego W ustawach o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym 9 oraz w Prawie budowlanym 10 określone są ściśle funkcje, jakie musi spełniać zabudowa na terenie objętym miejscowym planem zagospodarowania przestrzennego. 8 Art. 7 ust. 3a i nast. Ustawy - Prawo energetyczne (Dz.U. z 2006 r. nr 89, poz. 625 z późn. zm.); dalej jako Prawo energetyczne. 9 Ustawa z dnia 27 marca 2003 r. o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym (Dz.U. z 2003 r/ nr 80, poz. 717 z późn. zm.); dalej jako Upzp. 5/30
6 Oznacza to, że na terenach przeznaczonych pod zabudowę mieszkalną lub usługową nie można prowadzić działalności produkcyjnej. Inwestor, który chciałby dokonać przyłączenia swojej instalacji PV do sieci i prowadzić sprzedaż wytworzonej energii elektrycznej, może zostać uznany za producenta i stąd, zgodnie z prawem, jego instalacja nie może być zamontowana na budynku mieszkalnym lub usługowym, a jedynie na takim, dla którego w miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego uwzględniono również funkcję terenu o przeznaczeniu produkcyjnym. Co prawda, zgodnie z Prawem budowlanym, pozwolenia na budowę nie wymaga wykonywanie robót budowlanych polegających na montażu kolektorów słonecznych, a instalowanie urządzeń o wysokości powyżej 3 m na obiektach budowlanych wymaga jedynie zgłoszenia budowy, to jednak w dalszym ciągu jest to zapis mało precyzyjny. Dodatkowo, miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego istnieją na razie jedynie dla ok. 30% terytorium Polski. Brak takich planów powoduje, że inwestor, który zamierza zainstalować system PV na swojej posesji, a władze lokalne będą wymagały pozwolenia na budowę, musi przejść szereg dodatkowych, uciążliwych procedur związanych z dostarczeniem dokumentów, a w szczególności uzyskać decyzję o warunkach zabudowy (chyba że jej wydanie nie jest możliwe 11 ). W Prawie budowlanym powinna zostać uwzględniona specyfika systemów PV. Zwłaszcza małe instalacje, do 30 kw, nie powinny być traktowane jako działalność produkcyjna. Ponadto należy umożliwić ich montowanie na budynkach, które w miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego są położone na terenach przeznaczonych pod zabudowę mieszkaniową i usługową. Bariera 5: Uzyskanie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej z OZE Uzyskanie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej jest niezbędnym warunkiem możliwości otrzymywania świadectw pochodzenia oraz produkcji energii elektrycznej z OZE 12, niezależnie od mocy instalacji wytwórczej. Koncesja wydawana jest dopiero po ukończeniu fizycznej budowy systemu. Dodatkowo, koncesja jest wydawana jedynie na rzecz przedsiębiorców 13. Procedura jej uzyskania jest czasochłonna, a w przypadku osoby fizycznej wymaga zarejestrowania działalności gospodarczej. Koncesja na wytwarzanie energii elektryczne uprawnia również do otrzymywania świadectw pochodzenia. W ten sposób system koncesjonowania staje się uciążliwą procedurą administracyjną, wydłużającą proces inwestycyjny. Rozwiązaniem tego problemu byłoby zwolnienie producentów energii elektrycznej z instalacji PV o mocy do 30 kw z obowiązku uzyskiwania koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej. W zamian powinien zostać wprowadzony jedynie obowiązek rejestracji takich systemów. Bariera 6: Instalacja systemów PV Skomplikowany system uzyskiwania pozwolenia na budowę, niejasne przepisy, czy instalacja wymaga takiego pozwolenia, problemy wynikające z nieadekwatnej treści miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego powodują wydłużenie całego procesu inwestycyjnego, a procedury biurokratyczne zniechęcają do inwestycji w fotowoltaikę. W czasie budowy należy przestrzegać wszelkich procedur, norm budowlanych i BHP przewidzianych przez Prawo budowlane. W przypadku systemów wymagających pozwolenia na budowę trzeba też prowadzić dziennik budowy oraz zatrudnić kierownika budowy. Skutkiem tego może być poddanie wykonania instalacji PV takim samym rygorom jak realizacja budowy dużego obiektu architektonicznego, co w rezultacie podnosi koszty i wydłuża czas realizacji inwestycji. Prawo jest niejasne i nigdzie nie wspomina wprost o systemach fotowoltaicznych czy kolektorach słonecznych. Można więc mieć wątpliwości, czy wystarczy jedynie zgłoszenie, czy konieczne jest uzyskanie pozwolenia na budowę. Inwestor planując inwestycję nie wie od początku, jaki zakres procedur biurokratycznych oraz związanych z nimi kosztów powinien przyjąć w swojej kalkulacji. 10 Ustawa z dnia 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane (Dz.U. z 2006 r. nr 156, poz z późn. zm.); dalej jako Prawo budowlane. 11 Art. 61 Upzp. 12 Art. 32 Prawa energetycznego. 13 Art. 49 ust. 1 Usdg. 6/30
7 Instalacje PV montowane na dachach budynków mieszkalnych i usługowych do 30 kw oraz wolno stojące, o mocy nieprzekraczającej 150 kw, nie powinny podlegać obowiązkowi uzyskiwania pozwolenia na budowę wystarczające powinno być zgłoszenie budowy. Bariera 7: Uzyskanie świadectw pochodzenia, tzw. zielonych certyfikatów, i obrót nimi Aby otrzymać zielony certyfikat, konieczne jest jednorazowe otworzenie konta na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) 14, na które będą wpływać świadectwa pochodzenia. Wiąże się to z wypełnieniem wniosku wraz z licznymi załącznikami. Koncesja uprawnia jedynie do otrzymywania świadectw pochodzenia, a żeby je uzyskać konieczne są dodatkowe procedury związane z wnioskiem o wydanie świadectwa pochodzenia do prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, a następnie zarejestrowaniem świadectwa na koncie ewidencyjnym prowadzonym przez TGE. W ten sposób, producent energii z PV musi najpierw przejść czasochłonne procedury biurokratyczne a następnie, w odniesieniu do każdego okresu rozliczeniowego, gromadzić dodatkowe dokumenty, aby móc stać się beneficjentem takiego systemu wsparcia. W prawdzie już obecnie może występować o świadectwa roczne z jednorazowym potwierdzeniem przez OSP/OSD, ale powoduje to zamrożenie należnych funduszy.. System zielonych certyfikatów powinien zostań zastąpiony systemem feed-in tariff. Jeżeli jednak system zostanie utrzymany w dotychczasowej formie, to producent energii z PV powinien otrzymywać określoną krotność certyfikatu i móc o nie występować jedynie na podstawie własnego, weryfikowanego corocznie oświadczenia, określającego ilość wyprodukowanej energii. W rozdziale 5 bariery i zalecenia dla ich zniesienia przedstawiono w tabeli. Zalecenia przedstawione tutaj są przede wszystkim skierowane do decydentów na szczeblu krajowym, którzy biorą udział w kształtowaniu warunków prawnych wykorzystania fotowoltaiki (PV). W ten sposób liczne zalecenia, zostały przekazane Sejmowi RP, Ministerstwu Gospodarki, Ministerstwu Rolnictwa i Terenów Wiejskich, Ministerstwu Środowiska i Urzędowi Regulacji Energetyki. Ponadto propozycje zostały opracowane dla Operatorów Sieci Dystrybucyjnych i Przesyłowych. Na zakończenie przedstawiono rekomendacje przedsięwzięć, jakie należałoby podjąć dla rozwoju fotowoltaiki w Polsce. W Aneksie I krótko przedstawiono metodologię badań. Szczególnie istotny jest Aneks II, w którym przedstawiono wymagania administracyjne wobec procesu inwestycyjnego małych i średnich systemów fotowoltaicznych. Tego typu dokument, opracowany przez Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki, publikowany jest po raz pierwszy w Polsce. 14 Art. 9e ust. 7 Prawa energetycznego oraz art. 50b ust. 1 Ustawy z dnia 26 października 2000 r. o giełdach towarowych (tekst jednolity Dz.U. z 2010 r. nr 48, poz. 284 z późn. zm.). 7/30
8 2 WSTĘP W dzisiejszym świecie dochodzi do zmiany priorytetów energetycznych. Nowe technologie, czystsze, szybsze w instalacji i bardziej dostosowane do lokalnych potrzeb, wzbudzają zainteresowanie inwestorów oraz władz lokalnych, powoli konkurując ze zmonopolizowanym i scentralizowanym sektorem energetycznym. Przy porównywaniu różnych opcji energetycznych koszty ekonomiczne stopniowo przestają być decydującym kryterium coraz bardziej liczą się czynniki, których wartość ekonomiczna jest trudna do obliczenia wprost, takie jak np. niezależność energetyczna, dywersyfikacja źródeł energii czy stabilność dostaw. Jest to szczególnie ważne w obliczu możliwości wystąpienia kolejnych kryzysów energetycznych. Słoneczna energia elektryczna (fotowoltaika PV), uważana za jedno z najbardziej obiecujących i przyjaznych środowisku źródeł energii, jest wyjątkowa pośród nowych źródeł ze względu na szerokie możliwości osiągnięcia korzyści energetycznych i pozaenergetycznych. Łączy ona kilka zalet. Jedną z nich jest decentralizacja innymi słowy, słoneczna energia elektryczna powstaje blisko konsumenta i jest dostępna w nieograniczonej ilości, a systemy PV są proste w instalacji i obsłudze. Wytwarzanie słonecznej energii elektrycznej jest praktycznie bezkonkurencyjne i zachodzi w porze dnia, na którą przypada największy popyt, tak więc pokryte zostaje szczytowe zapotrzebowanie na prąd. Te zalety zapewniają dostęp do taniego i zrównoważonego źródła energii, które ma znaczący wkład w dostawy energii i jest łatwe do zintegrowania z całością systemu energetycznego. Z uwagi na swój olbrzymi potencjał, związany z bezpośrednią konwersją wszędzie dostępnego promieniowania słonecznego na energię elektryczną, słoneczna energia elektryczna ma szansę na stanie się w przyszłości poważną alternatywą dla paliw kopalnych. Dzięki temu jest ona skutecznym sposobem zapewnienia dostaw czystej energii w krajach uprzemysłowionych i dostarczania energii elektrycznej krajom rozwijającym się bez obawy o bezpieczeństwo dostaw i zanieczyszczenie środowiska. Stąd też fotowoltaika świetnie wkomponowuje się w energetyczne i ekologiczne programy czy projekty na poziomie międzynarodowym, krajowym, regionalnym bądź lokalnym. Nie tylko rozwój rynku, ale również badania naukowe związane z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii, a w szczególności fotowoltaika, to jeden z priorytetów tematycznych w europejskich planach BiR na najbliższe lata. Obecne ceny systemów fotowoltaicznych czynią energię słoneczną konkurencyjną w stosunku do cen energii w okresie zapotrzebowania szczytowego oraz w systemach pracujących w sieci wydzielonej, w hybrydowych systemach zaopatrzenia w energię elektryczną, jednakże nie pozwalają jej jeszcze na skuteczne konkurowanie z tanią energią z paliw kopalnych. Dlatego też niezbędny jest rozwój rynku poprzez efektywne mechanizmy wsparcia i badania dające szansę na drastyczne obniżenie kosztów systemów PV oraz zwiększenie ich sprawności przetwarzania energii promieniowania słonecznego na energię elektryczną. Dynamiczny rozwój rynku fotowoltaicznego w różnych krajach europejskich jest nieunikniony dla osiągnięcia celów związanych z pakietem energetyczno-klimatycznym, w którym europejscy przywódcy zdecydowali, że udział energii odnawialnej w miksie energetycznym wzrośnie do 20% do 2020 r. Narodowym celem Polski jest osiągnięcie 15%. Niestety, w polskiej polityce energetycznej fotowoltaika nie odgrywa żadnej roli, w przeciwieństwie do sytuacji w Niemczech i w innych krajach europejskich. Spośród wielu różnych technologii, fotowoltaika cieszy się znacznym i rosnącym zainteresowaniem z uwagi na swój ogromny potencjał energetyczny. W nadchodzących dekadach może się ona bowiem stać głównym źródłem odnawialnej energii. Największą zaletą tej innowacyjnej technologii jest to, że wykorzystuje ona bezpłatne, obfite i niewyczerpalne źródło energii. Przy założeniu, że moc zainstalowana w UE wzrośnie do ok. 200 GWp w 2030 r. 15, zastosowanie fotowoltaiki może przyczynić się do zmniejszenia emisji prawie o 180 Mt CO 2. Kolejną istotną zaletą fotowoltaiki jest jej wysoka niezawodność w sytuacjach kryzysowych, takich jak przerwy w dostępie prądu w wyniku wyładowań elektrycznych czy klęski żywiołowe. Fotowoltaika, generując energię elektryczną w sposób 15 A vision for Photovoltaic Technology for 2030 and Beyond raport PV-TRAC, 8/30
9 zdecentralizowany i rozproszony, odgrywa zatem kluczową rolę w tworzeniu w skali świata zrównoważonego systemu gospodarowania energią. 9/30
10 3 WPŁYW BARIER PRAWNO-ADMINISTRACYJNYCH NA ROZWÓJ FOTOWOLTAIKI W POLSCE Rozwój wszystkich odnawialnych źródeł energii w Polsce jest oparty o wykorzystanie takich mechanizmów wsparcia, jak świadectwa pochodzenia energii wytworzonej z OZE (zielone certyfikaty), obowiązek zakupu całości zaoferowanej energii elektrycznej wytworzonej z OZE, preferencyjne kredyty, zniesienie akcyzy na wytworzoną energię oraz bezzwrotne dotacje. Istniejące uregulowania prawne, pomimo intencji wspierania rozwoju OZE, już w tej chwili są w wielu aspektach archaiczne i nie gwarantują realnego wsparcia dla rozwoju OZE. Przykładowo, system zielonych certyfikatów jest już przeżytkiem. W Europie obowiązuje on tylko w pięciu państwach: Polsce, Rumunii (gdzie jednak za energię z fotowoltaiki otrzymuje się cztery zielone certyfikaty), części Belgii, Szwecji i Wielkiej Brytanii (ale 1 kwietnia 2010 r. został wprowadzony system feed-in tariff dla OZE mniejszych niż 5 MW). Pozostałe 21 państw Unii Europejskiej, z wyjątkiem Irlandii, stosują taryfę stałą, która stanowi najsilniejszą zachętę do inwestowania w OZE, jako długoterminowa gwarancja opłacalności inwestycji. Ale nawet, gdy istnieją dobre mechanizmy wsparcia oraz generalne uregulowania prawne, to kluczową sprawą są bariery prawno-administracyjne niższego rzędu, które mogą skutecznie zniechęcać inwestorów do rozwijania fotowoltaiki, jako źródła energii elektrycznej. Bariery te wynikają najczęściej z nieprzystosowania prawa do tego typu inwestycji i są największą przeszkodą na etapie planowania i realizacji projektów PV w wielu krajach europejskich. Biurokracja i skomplikowane procedury administracyjne wymagane zarówno przez lokalne urzędy, jak też operatorów sieci uniemożliwiają zrównoważony rozwój rynku PV, co może zagrozić osiągnięciu europejskich celów związanych z energią odnawialną. W Polsce. nie sposób myśleć o prawdziwie masowym zastosowaniu fotowoltaiki przy utrzymaniu obecnego systemu wsparcia. Jego poziom komplikacji i kosztów w praktyce wyklucza korzystanie z niego przez właścicieli niewielkich, kilku kw systemów fotowoltaicznych na domach jednorodzinnych, gdyż wszelkie opłaty oraz wymagane składki na ubezpieczenie społeczne pochłaniają przychód producenta energii. Dodatkowo systemy takie są traktowane niemalże tak samo, jak wielkie projekty energetyczne. Zadanie identyfikacji i usunięcia zbędnych barier administracyjnych, uproszczenia prawa oraz dostosowania go do przyłączania małych rozproszonych systemów zasługuje na najwyższy priorytet w odniesieniu do wszystkich odnawialnych źródeł energii, a nie tylko dla farm wiatrowych na morzu, jak przewiduje lista zadań wykonawczych Polityki energetycznej Polski do 2030 roku. Bariery administracyjno-prawne istniejące w Polsce powodują, że potencjalni inwestorzy PV są zniechęcani do budowy instalacji, które mogłyby zostać przyłączone do sieci energetycznej kraju. Biurokratyczny system uzyskiwania koncesji na produkcję energii elektrycznej, warunków przyłączenia do sieci energetycznej oraz niejasne wymogi, co do uzyskiwania pozwolenia na budowę powodują wydłużenie procesu inwestycyjnego do rozmiarów trudnych do przewidzenia. Także koszty związane z tworzeniem dodatkowej dokumentacji technicznej, która jest lub może być wymagana, przez operatora systemu i organy administracji państwowej, często są trudne do oszacowania na etapie projektowania inwestycji i mogą znacząco wpływać na kalkulację jej opłacalności. Prawo energetyczne nakłada na operatorów systemu przesyłowego i dystrybucyjnego obowiązek przyłączenia instalacji OZE do sieci 16, jeżeli istnieją warunki techniczne i ekonomiczne do przyłączenia oraz zakupu całości zaoferowanej energii odnawialnej w nich wytworzonej 17. Jednakże w praktyce, ze względu na brak doświadczenia w tym zakresie, inwestor napotyka najczęściej na ich opór w realizacji tego uprawnienia. Pomimo istniejących prawnie form wsparcia OZE oraz rozwiązań nakazujących operatorom sieci priorytetowe traktowanie takich inwestycji, w praktyce największą przeszkodą jest rzeczywiste wyegzekwowanie tych obowiązków. Sprzedawcy z urzędu mają obowiązek odkupić energię z OZE, ale żeby to zrobić najpierw systemy OZE muszą zostać przyłączone do sieci OSD (operatora systemu dystrybucyjnego) albo OSP (operatora systemu przesyłowego). Prawo energetyczne nakłada na operatora sieci obowiązek pokrycia jedynie 50% kosztów przyłącza dla OZE o mocy poniżej 5 MW 18. Przepisy OSD i OSP przystosowane są raczej do dołączania dużych systemów, co powoduje konieczność dostarczania wielu zbędnych informacji. Ponadto zdarza się również, iż operatorzy sieci w warunkach przyłączenia określają konieczność dokonania dużych modernizacji istniejącej już sieci przesyłowej czy dystrybucyjnej w celu przyłączenia nowego źródła mocy. 16 Art. 7 ust. 1 Prawa energetycznego. 17 Art. 9a ust. 6 Prawa energetycznego. 18 Art. 7 ust. 8 pkt 3 Prawa energetycznego. 10/30
11 Pokrywanie przez inwestora kosztów tego typu modernizacji jest nieuzasadnione, ponieważ to na przedsiębiorstwach energetycznych spoczywa obowiązek dbania o właściwy stan techniczny oraz rozwój sieci elektroenergetycznej 19. W przypadku dużych źródeł OZE, o mocy powyżej 5 MW, uprawnienie do zapłaty opłaty za przyłączenie do sieci elektroenergetycznej w wysokości jedynie 50% rzeczywistych kosztów przyłączenia wygasło 31 grudnia 2010 r., Jednakże są obecnie jednolite rozstrzygnięcia sądów podkreślające możliwość poboru tylko tzw. płytkich kosztów przyłączenia. Prawo energetyczne oraz rozporządzenia wykonawcze do tej ustawy pozornie regulują w skali kraju to, co powinno być zrobione, aby wpierać rozwój energetyki z OZE. Jednocześnie jednak nie określają precyzyjnie, jak to ma być zrobione, co faktycznie powoduje, że władze organy administracji państwowej i samorządowej oraz operatorzy systemu mogą podejmować decyzje woluntarystyczne, wpływające na przeciąganie w czasie realizacji inwestycji oraz powstawanie dodatkowych, nieuzasadnionych kosztów. Niniejszy dokument powstał w ramach europejskiego projektu PV LEGAL, którego celem jest ograniczenie biurokratycznych barier w Europie w celu wsparcia rozwoju przemysłu fotowoltaicznego. Zarówno projekt PV LEGAL, jak i niniejszy dokument definiują prawno-administracyjne bariery jako procesy związane z decyzjami władz i operatorów sieci, które opóźniają lub utrudniają planowanie i instalację systemów PV poprzez podwyższenie kosztów. Bariery te są spowodowane poprzez np. wymóg dostarczania informacji lub danych w postaci aplikacji, rejestracji, licencji i raportów, a także nierozsądne opłaty wymagane przez lokalne władze i operatorów. Opóźnienia mogą także być skutkiem wewnętrznych procedur urzędów lub operatorów, które, intencjonalnie lub nie, wydłużą proces planowania 20. W celu zapewnienia 20% udziału energii odnawialnej w końcowym zużyciu energii w Europie do 2020 r., dyrektywa Unii Europejskiej w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych 21 zawiera wyraźne przepisy dotyczące stworzenia odpowiednich warunków ramowych dla odnawialnych źródeł energii w Europie. W odniesieniu do wszystkich przepisów i procedur administracyjnych dotyczących planowania i zatwierdzania projektów OZE, artykuł 13 tej dyrektywy wymaga od państw członkowskich, żeby krajowe przepisy i regulacje były sprawiedliwe i uzasadnione. Od urzędów wymaga się zatem zdefiniowania przejrzystych harmonogramów i przyspieszenia procedur administracyjnych. Ponadto dla małych projektów powinny być wprowadzone uproszczone i mniej kosztowne procedury wydawania zezwolenia. W kwestii dostępu do sieci, artykuł 16 rozporządzenia wymaga, aby operatorzy sieci dostarczyli operatorom systemów kompleksowe i szczegółowe szacunki kosztów przyłączenia, a także harmonogramy rozpatrywania wniosków oraz rzeczywistego przyłączenia do sieci Art. 7 ust. 5, art. 9c ust 2 pkt. 2 oraz 3 oraz art. 9c ust 3 pkt. 2 i 3 Prawa energetycznego. 20 Detailed information regarding the methodology in the project is to be found in Annex I. 21 Por. Dyrektywa 2009/28/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE, dostępna do pobrania na: 22 Dla wdrożenia dyrektywy 2009/28/EG, Europejska Ustawa Wyrównująca o Energii Odnawialnej (EAG EE) została uchwalona 18 marca 2011 r.; jak określono w dokumencie, nadal istnieją znaczne przeszkody przy przyłączaniu systemów PV do sieci. W EAG EE przepisy dotyczące podłączania systemów PV do sieci zostały rozszerzone i uszczegółowione. W szczególności, odpowiedzialność i terminy operatorów sieci względem chętnych do dostarczania energii do sieci zostały rozszerzone i określone w jaśniejszy sposób. W przyszłości operatorzy sieci będą zobowiązani do natychmiastowego" zapewnienia tym, którzy chcą produkować energię, gdy tylko zwrócą się o podłączenie do sieci, dokładnego terminarza przetwarzania ich wniosku. Jak na razie, operator sieci musi natychmiast lub najpóźniej w ciągu ośmiu tygodni" dostarczyć potencjalnym operatorom systemu szczegółowy terminarz wykonania przyłącza do sieci, wszystkie wymagane dane sieci, aby sprawdzić i zidentyfikować punkt podłączenia do sieci, jak również jasne i szczegółowe oszacowanie kosztów przyłączenia do sieci. 11/30
12 4 ANALIZA BARIER WYNIKAJĄCYCH Z PROCEDUR ADMINISTRACYJNO-PRAWNYCH DOTYCZĄCYCH INSTALACJI SYSTEMÓW FOTOWOLTAICZNYCH I REKOMENDACJE DLA ICH ZNIESIENIA Mała ilość systemów PV wynika z braku odpowiedniego mechanizmu wsparcia i uciążliwych procedur administracyjno-prawnych związanych z instalacją takich systemów oraz przyłączenia ich do sieci energetycznej. W niniejszym opracowaniu przedstawiono wyniki ankiet przeprowadzonych z właścicielami istniejących w Polsce, zaledwie kilku systemów fotowoltaicznych, które mogą być dołączone do sieci. Przeanalizowano trzy segmenty rynku PV w Polsce: Segment A do 30 kw na budynkach mieszkalnych (pięć systemów), Segment B od 30 kw do 150 kw na budynkach publicznych i komercyjnych (sześć systemów), Segment C powyżej 150 kw systemy naziemne (jak dotąd nie ma w Polsce, ale mają pojawić się w 2011 r.) i okazało się, że w praktyce nie ma istotnych różnic pomiędzy nimi, poza koniecznością uzyskania pozwolenia na budowę dla segmentu C, podczas gdy dla segmentu B może ono być czasami wymagane, a nie jest wymagane dla segmentu A. Na podstawie tak małej próbki badawczej bardzo trudno oszacować kwestie dotyczące czasu potrzebnego na ich realizację, pracochłonności oraz realnych kosztów. Tym niemniej możemy już określić, na jakie bariery w praktyce natrafia instalacja systemów fotowoltaicznych. Dla wszystkich wyodrębnionych segmentów istniejące bariery prawno-administracyjne są podobne, a ich istnienie w znaczącym stopniu ogranicza możliwość rozwoju produkcji energii z PV poprzez zniechęcanie inwestorów do podejmowania wysiłku inwestycyjnego w zakresie wprowadzenia do sieci wyprodukowanej przez nich energii elektrycznej. Bariery te zniechęcają inwestorów poprzez uciążliwe procesy administracyjne, wydłużające proces inwestycyjny, oraz poprzez kreowanie kosztów, które stawiają pod znakiem zapytania opłacalność takiej inwestycji. Poniżej uszeregowano je według wielkości ich negatywnego wpływu na rozwój fotowoltaiki w Polsce: Bariera 1: Brak odpowiedniego mechanizmu wsparcia rozwoju rynku fotowoltaiki. Bariera 2: Procedury prawno-administracyjne dotyczące konieczności prowadzenia działalności gospodarczej. Bariera 3: Warunki przyłączenia systemu PV do sieci elektroenergetycznej, jego przyłączenie, odbiór techniczny oraz dopuszczenie do eksploatacji. Bariera 4: Uzyskanie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej. Bariera 5: Miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego. Bariera 6: Instalacja systemów PV. Bariera 7: Uzyskanie świadectw pochodzenia, tzw. zielonych certyfikatów i obrót nimi. 4.1 Bariera 1: Brak odpowiedniego mechanizmu wsparcia rozwoju rynku fotowoltaiki Tylko dzięki istnieniu odpowiedniego mechanizmu wsparcia, umożliwiającego efektywną alokację środków wspierających rozwój nowych technologii odnawialnych źródeł energii, możliwe jest stworzenie rynku istotnej wielkości. Niestety mechanizmem takim nie jest obecnie obowiązujący w Polsce mechanizm zielonych certyfikatów. Nie sposób myśleć o prawdziwie masowym zastosowaniu odnawialnych źródeł energii przy utrzymaniu obecnego mechanizmu ze względu na jego poziom komplikacji i kosztów, który w praktyce wyklucza korzystanie z niego przez właścicieli niewielkich, kilku kw systemów fotowoltaicznych na domach jednorodzinnych W 2005 r. Polska wprowadziła mechanizm zbywalnych zielonych certyfikatów w celu spełnienia obowiązków określonych w dyrektywie 2001/77/WE. Zielony certyfikat (ZC) jest dokumentem, który dowodzi, że wyprodukowana energia elektryczna pochodzi z odnawialnych źródeł energii. ZC jest wydawany przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE). Polskie firmy zajmujące się produkcją, zaopatrzeniem i sprzedażą energii elektrycznej mają obowiązek uzyskania i przedstawienia do umorzenia obowiązkowej liczby ZC. Tak więc istnieje stałe zapotrzebowanie na te certyfikaty na rynku energii. Certyfikaty reprezentują prawa własności i jako takie są przedmiotem obrotu na polskiej Giełdzie Energii. 12/30
13 Cena ZC wynosi 268 PLN (ok. 67 EUR) w 2011 r.. Cena energii elektrycznej wynosi 195 zł (47 euro). Oznacza to, że producent zielonej energii elektrycznej otrzymuje 463 zł (114 euro) za 1 MWh. Taka cena nie jest opłacalna dla inwestorów. Wprawdzie są zachęcani różnymi dotacjami inwestycyjnymi, preferencyjnymi kredytami oraz zmniejszeniem podatku dochodowego, jednakże nie stanowią one wystarczającej zachęty do inwestowania w fotowoltaikę. Ze względu na konieczność szybkiego tempa zmiany struktury zaopatrzenia w energię, konieczne jest sięgnięcie po szerszy wachlarz technologii niż wyżej wspomniane. Instalacja niewielkich systemów fotowoltaicznych nie wymaga długotrwałych przygotowań, ich zastosowanie na dużą skalę umożliwiłoby łatwe przyspieszenie przyrostu mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii. Ułatwieniem szybkiej instalacji dużej ilości systemów fotowoltaicznych jest ich niewielkie zapotrzebowanie na grunty, możliwość wykorzystania powierzchni dachowych, a co za tym idzie brak potrzeby przeprowadzania zmian w planach zagospodarowania przestrzennego oraz brak protestów ze strony osób mieszkających w pobliżu (technologia ta nie emituje hałasu, drgań ani nie wpływa na krajobraz, przeciwnie, dobrze wkomponowany w architekturę system jest ozdobą budynku). Ponadto posiadanie niewielkich, domowych systemów fotowoltaicznych wpłynęłoby znacząco na wzrost świadomości ekologicznej społeczeństwa. Systemy fotowoltaiczne sprawdzają się również jako źródło zasilania budynków publicznych, utrzymania łączności w sytuacjach kryzysowych czy w razie klęsk żywiołowych. 4.2 Bariera 2: Procedury prawno-administracyjne, opłaty ZUS Bariera ta dotyczy przede wszystkim małych, ale też i średnich systemów fotowoltaicznych. Aby otrzymać koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej w OZE konieczne jest prowadzenie przez inwestora działalności gospodarczej. Przy rejestracji działalności gospodarczej przez osobę fizyczną obowiązuje standardowa procedura zakładania firmy w urzędzie gminy. Osoba prowadząca działalność pozarolniczą obowiązkowo podlega ubezpieczeniom: emerytalnemu, rentowemu oraz wypadkowemu od dnia rozpoczęcia wykonywania działalności do dnia zaprzestania wykonywania tej działalności. Osoby prowadzące działalność gospodarczą podlegają również obowiązkowo ubezpieczeniu zdrowotnemu. Ubezpieczeniu chorobowemu podlega się dobrowolnie, na swój wniosek, co oznacza, że suma składek do ZUS wynosi odpowiednio 841 lub 890 zł miesięcznie (w 2011 r.). Więcej informacji znajduje się w opracowaniu poświęconym problemom pojawiającym się na szczeblu krajowym. 4.3 Bariera 3: Warunki przyłączenia systemu PV do sieci elektroenergetycznej, jego przyłączanie, odbiór techniczny i dopuszczenie do eksploatacji Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci, który posiada tytuł prawny do korzystania z obiektu przyłączanego do tej sieci, musi złożyć wniosek o określenie warunków przyłączenia 23. Wniosek ten należy złożyć w przedsiębiorstwie energetycznym zajmującym się przesyłaniem albo dystrybucją energii elektrycznej, do którego sieci ubiega się o przyłączenie. Wzór wniosku ustala przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej. Do wniosku o określenie warunków przyłączenia dołącza się wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego albo decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu. W przypadku większych instalacji (powyżej 2 MW) obowiązek wykonania ekspertyzy wpływu przyłączenia na sieć i sfinansowania tego opracowania spoczywa na operatorze. Ponadto podmiot przyłączany zobowiązany jest wpłacić w ciągu dni od dnia złożenia wniosku o określenie warunków przyłączenia zaliczkę na poczet opłaty przyłączeniowej w wysokości 30 zł za każdy 1 kw mocy przyłączeniowej ( zł za 1 MW). Wniosek o określenie warunków przyłączenia zawiera informacje techniczne o dołączanych urządzeniach, o możliwym wpływie systemu na sieć elektroenergetyczną oraz roczny plan produkcji energii Art. 7 ust. 3a i nast. ustawy Prawo energetyczne. 24 Zmiany Prawa energetycznego wrzesień Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz.U. z 2007 r. nr 93, poz. 623 z późn. zm.). 13/30
14 Procedura ta jest określona w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Po uzyskaniu warunków przyłączenia, podmiot przyłączany oraz operator systemu mają dwa lata na podpisanie umowy o przyłączenie do sieci. Umowa o przyłączenie stanowi podstawę do rozpoczęcia realizacji prac projektowych i budowlano-montażowych, na zasadach określonych w tej umowie. Wykonanie przyłączenia systemu do sieci ma znaczenie krytyczne dla realizowanej inwestycji. Bez przyłączenia instalacji do sieci budowa systemu w celu sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej traci sens. Ze względu na małą ilość systemów PV, bardzo trudno oszacować kwestie dotyczące czasu potrzebnego na ich realizację, pracochłonności oraz realnych kosztów. Cały okres inwestycyjny może być dłuższy niż rok. Według szacunków RWE Stoen, realizacja inwestycji zajmuje ponad 382 dni w przypadku konieczności budowy nowego przyłącza, natomiast w przypadku, gdy ono już istnieje, to okres ten skraca się do 72 dni. Operator systemu dystrybucyjnego przeprowadza próby i odbiory częściowe oraz końcowe w zależności od potrzeb. Zakres tych prób wynika z Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej" danego operatora. Wszelkie zmiany parametrów systemu, zastosowanych urządzeń muszą być zgłoszone do operatora oraz prezesa URE. Operator ma prawo w każdej chwili skontrolować przyłączone do sieci urządzenia oraz dokumentację. Ponadto podmiot wnioskujący o przyłączenie podlega takim samym kontrolom jak wszyscy inni przedsiębiorcy. Analiza/przyczyna bariery Ze względu na małe doświadczenie z systemami PV oraz procedur związanych z małymi systemami, operatorzy systemów dystrybucyjnych często przedłużają termin wydania warunków przyłączenia do sieci poprzez stawianie wygórowanych wymagań dotyczących dokumentacji technicznej, itp. Brak pozwolenia na przyłączenie do sieci uniemożliwia rozpoczęcie prac projektowych przyłącza. Teoretycznie operator powinien wydać warunki przyłączenia w określonym ustawowo terminie 26, ale w praktyce często terminy te nie są dotrzymywane. Zgodnie z Prawem energetycznym, operator sieci obowiązany jest wydać warunki przyłączenia w terminie: 30 dni od dnia wniesienia zaliczki przez wnioskodawcę przyłączanego do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kv, 150 dni od dnia wniesienia zaliczki przez wnioskodawcę przyłączanego do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv. Inwestor może odwołać się od niekorzystnej decyzji lub też zaskarżyć przeciąganie procesu do prezesa URE (Urzędu Regulacji Energetyki), a następnie do sądu skręgowego Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, Sądu Apelacyjnego w Warszawie i Sądu Najwyższego, jednakże sytuacja ta może zniechęcać do podejmowania inwestycji. Także długotrwałość tego procesu oraz brak jednolitych wymagań w skali kraju powoduje wzrost kosztów związanych z przeciąganiem procesu inwestycyjnego oraz koniecznością tworzenia dokumentacji, która jest wymagana według specyfiki działania określonego operatora. Operatorzy są zobowiązani na podstawie przepisów Prawa energetycznego do wykonania przyłącza i przyłączenia instalacji produkującej energię elektryczną z OZE, w tym także PV 27. Problemem jest jednak koszt wykonania takiego przyłącza, począwszy od projektu aż do faktycznego przyłączenia instalacji do sieci. Operatorzy nie mają zbyt dużego doświadczenia w przyłączaniu małych systemów do sieci, dodatkowo charakteryzujących się nieprzewidywalną zmiennością produkcji i umiejscowionych w dużym rozproszeniu, dlatego też zdarzają się przypadki zniechęcania inwestorów do przyłączania ich instalacji do sieci. Najczęściej odbywa się to poprzez zawyżanie kosztów realizacji przyłącza lub też poprzez próby przerzucania na małych producentów (do 5 MW) kosztów jego wykonania, chociaż prawo nakłada na nich obowiązek partycypowania w 50% kosztów realizacji takiego przyłączenia. Praktyka pokazuje, że kalkulacja kosztów wykonania takiego przyłączenia dla instalacji OZE może się różnić kilku lub nawet kilkunastokrotnie w zależności od danego operatora, lokalizacji instalacji itp. 26 Art. 7 ust. 8g Prawa energetycznego. 27 Art. 7 ust. 5 Prawa energetycznego. 14/30
15 Wysokie koszty wykonania przyłączenia do sieci oraz długi czas realizacji, skutecznie zniechęcają do podejmowania decyzji o inwestycji w instalację PV, która miałaby produkować energię na sprzedaż, gdyż wielokrotnie powodują ograniczenie opłacalności takiego projektu, wydłużając okres zwrotu z inwestycji. Pomimo ustawowego obowiązku przyłączenia instalacji OZE do sieci, przedsiębiorstwa zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej przenoszą koszty wykonania przyłączenia na inwestora (zgodnie z taryfami przedsiębiorstw i zapisami Prawa Energetycznego). Każdy z operatorów systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego posiada własną Instrukcję ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej IRiESP lub IRiESD, według której przeprowadza próby i odbiory częściowe oraz końcowe. Według ostatnich zmian Prawa energetycznego Prezes URE zatwierdza całe IRiESP/IRiESD co ujednolica zasady przy konieczności zachowania odrębności terytorialnych. Jednakże nie ma instrukcji, która umożliwiłaby standardowy odbiór systemów PV, stąd też każdy inwestor musi przygotować się do wymagań stawianych przez lokalnego operatora. Wymagania te mogą być czasami niepotrzebne, co podnosi koszty instalacji oraz wydłuża termin jej odbioru. Przepisy wewnętrzne operatorów przystosowane są raczej do dołączania dużych systemów, co powoduje konieczność dostarczania wielu zbędnych informacji, mnożenie wymagań, żądanie zbędnej, rozbudowanej dokumentacji technicznej. Trudności te w praktyce dotyczą nie tylko systemów PV, ale także wszelkich innych systemów produkujących energię elektryczną z OZE. Propozycje dla przełamania bariery Ustawodawca powinien ściśle określić wymagania, jakie operatorzy systemu dystrybucyjnego i przesyłowego mogą stawiać inwestorowi. Wymagania te powinny być jednolite w skali całego kraju, tak aby inwestor już na etapie projektowania inwestycji w produkcję energii z PV mógł zadbać o zabezpieczenie odpowiedniej dokumentacji. Rozwiązaniem mniej formalnym, ale mogącym przełamać niechęć operatorów systemu do zajmowania się instalacjami produkcyjnymi z OZE, przy jednoczesnym skróceniu procesu inwestycyjnego oraz ograniczeniu wzrostu kosztów związanych z tworzeniem różnorodnych dokumentów i opóźnianiu oddania inwestycji do użytku, byłoby zapewnienie szkolenia z zakresu PV, co powinno przyczynić się do bardziej pozytywnego podejścia do rozpatrywania wniosków o przyłączenie takich instalacji do sieci. Ponieważ Instrukcje ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej nie rozróżniają dużych instalacji przemysłowych od małych i średnich instalacji z OZE, należy wprowadzić obowiązek opracowania uproszczonych instrukcji dla systemów do 30 kw i do 150 kw. Taka uproszczona instrukcja pozwoliłaby na ograniczenie możliwości mnożenia wymagań dostarczania nieuzasadnionej ilości dokumentów, przez co skróciłby się proces projektowania, realizacji przyłącza, odbioru technicznego i dopuszczenia instalacji do eksploatacji. Kolejnym poważnym problemem jest niejasna definicja kosztów przyłącza. Prawo energetyczne nie definiuje, czy inwestor musi ponosić koszty ewentualnego wzmocnienia/rozbudowy sieci. Mimo że URE wielokrotnie wydawało rozstrzygnięcia, iż to operatorzy sieci muszą ponosić pełne koszty takiej dodatkowej inwestycji, jako że polskie prawo nie jest prawem precedensowym, operatorzy sieci nadal w większości starają się przenieść te koszty na inwestora. Zdarza się, iż operatorzy sieci w warunkach przyłączenia określają konieczność dokonania dużych modernizacji istniejącej już sieci przesyłowej czy dystrybucyjnej w celu przyłączenia nowego źródła mocy. Pokrywanie przez inwestora kosztów tego typu modernizacji jest nieuzasadnione, ponieważ to na przedsiębiorstwach energetycznych spoczywa obowiązek dbania o właściwy stan techniczny oraz rozwój sieci elektroenergetycznej 28. Ponieważ kontrola prawidłowości kalkulacji kosztów przyłączenia jest niezwykle trudna, sprawa ta powinna zostać uregulowana centralnie (np. szczegółowo w rozporządzeniu wykonawczym do ustawy). Przykładowo inwestor w OZE mógłby ponosić częściowe koszty przygotowania projektu oraz wykonania przyłączenia w formie ryczałtu, uzależnionego od wielkości instalacji, a skalkulowanego na poziomie średnich kosztów krajowych lub średnich kosztów w regionie, z wyjątkiem małych instalacji do 30 kw. System taki pozwoliłby na równomierne rozłożenie kosztów budowy przyłącza pomiędzy wszystkich dostawców energii, przy jednoczesnym zapewnieniu równych warunków konkurencyjności dla wszystkich producentów energii z OZE. W ten sposób można zachęcić inwestorów 28 Art. 7 ust. 5, art. 9c ust. 2 pkt. 2 oraz 3 oraz art. 9c ust. 3 pkt. 2 i 3 Prawa energetycznego. 15/30
16 do budowy instalacji bez względu na ich położenie. Jest to o tyle istotne, żeinstalacje PV są zazwyczaj bardzo rozproszone. Taki system finansowania przyłączy do sieci stanowiłby niewątpliwą zachętę, aby nawet ci inwestorzy, którzy planowali instalacje wyłącznie dla własnych potrzeb, decydowali się na zwiększenie ich mocy, tak aby stać się dostawcami energii netto, co znacznie poprawiłoby bilans pozyskiwania energii z OZE. 16/30
17 4.4 Bariera 4: Miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego Analiza/przyczyna bariery Zgodnie z Ustawą o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym na obszarach, dla których istnieje miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego, inwestor może realizować inwestycję wyłącznie, jeżeli jest ona zgodna z przeznaczeniem terenu w tym planie. Oznacza to, że na terenach przeznaczonych pod budownictwo mieszkalne lub usługowe nie można realizować jakichkolwiek inwestycji produkcyjnych. Ponieważ instalacja PV budowana z myślą o przyłączeniu jej do sieci energetycznej i odsprzedaży energii elektrycznej może być traktowana jako instalacja produkcyjna, teoretycznie nie może zostać ulokowana na terenach przeznaczonych pod zabudowę mieszkaniową lub usługową. Ponieważ instalacje PV są mało znane i popularne w Polsce oraz ich specyfika nie jest uwzględniona w przepisach prawa, są one traktowane w myśl Ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym jak wszystkie inne instalacje produkcyjne. Nieporozumieniem jest, że podlegają one takim samym rygorom w miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego jak wszystkie inne konstrukcje przemysłowe, chociaż nie stanowią one z natury swojej najmniejszej uciążliwości dla otoczenia. W przypadku, gdy istnieje miejscowy plan zagospodarowania Przestrzennego, planowana inwestycja produkcyjna PV musi spełniać wymogi tego planu, czyli może się odbywać jedynie na terenie, na którym przewidziano działalność produkcyjną. W chwili obecnej, miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego istnieją zaledwie dla ok. 30% powierzchni kraju. Gdy planowana jest budowa systemu PV na terenie, który go nie posiad, procedura uzyskania pozwolenia na budowę jest skomplikowana, wymaga przedłożenia szeregu szczegółowych dokumentów, a w ostateczności zależy od indywidualnej decyzji lokalnego organu administracji samorządowej. Jeżeli decyzja w sprawie ustalenia warunków zabudowy jest negatywna, to istnieje możliwość odwołania do Samorządowego Kolegium Odwoławczego, a następnie do sądów administracyjnych jednak pomyślne rozwiązanie problemu może trwać wiele miesięcy lub nawet lat. Podobnie w przypadku odmownej decyzji o pozwoleniu na budowę, służy prawo złożenia odwołania do wojewody, a także złożenia skargi do sądu administracyjnego. Propozycje zniesienia bariery W przypadku inwestycji na terenie objętym miejscowym planem zagospodarowania przestrzennego, należy wykluczyć instalacje PV przewidziane do podłączenia do sieci energetycznej i produkujące energię elektryczną w celu odsprzedaży spod rygoru możliwości budowania ich wyłącznie na terenach przeznaczonych pod działalność produkcyjną. Ze swojej natury instalacje PV nie stanowią najmniejszej uciążliwości dla otoczenia, a ograniczenie możliwości sprzedaży wyprodukowanej przez nie energii drastycznie blokuje możliwość wprowadzenia do sieci energii z OZE. Wykluczenia tego można dokonać albo poprzez nowelizację przepisów dotyczących planowania i zagospodarowania przestrzennego albo przez odpowiednie sporządzenie uchwały podejmowanej przy przyjęciu miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego. 4.5 Bariera 5: Uzyskanie koncesji na wytwarzanie energii z OZE Uzyskanie koncesji jest wymagane dla prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie wszystkich technologii wytwarzania energii elektrycznej, w tym także z OZE, ponieważ administracja państwowa musi wiedzieć, jakimi mocami wytwórczymi dysponuje na terenie kraju i w jaki sposób może je bilansować. Jest to uzasadnione w przypadku dużych instalacji produkcyjnych, jednak w przypadku małych systemów PV wydaje się być pozbawione sensu, gdyż, jak na razie, nie wpływają one w znaczącym stopniu na ten bilans. W praktyce jest to narzędzie bardziej o charakterze kontrolnym i reglamentującym i miałoby uzasadnienie, gdyby podłączenie systemów PV do sieci spowodowałoby jej przeciążenie, jednakże przy możliwej do przewidzenia skali inwestycji ryzyko takie jest mało prawdopodobne. Więcej informacji znajduje się w opracowaniu poświęconym problemom pojawiającym się na szczeblu krajowym. 4.6 Bariera 6: Instalacja systemów PV Analiza/przyczyny bariery Dla inwestycji wymagających pozwolenia na budowę inwestor spotyka się z dwoma przypadkami, które dosyć istotnie wpływają na możliwość sprawnego wybudowania instalacji, a które są regulowane przez Prawo budowlane. 17/30
18 Jeżeli spełnione są wymogi miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego, uzyskanie pozwolenia na budowę jest relatywnie proste i można je uzyskać stosunkowo szybko. Gdy planowana jest budowa systemu PV na terenie, który nie posiada miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego, procedura uzyskania pozwolenia na budowę jest skomplikowana, wymaga przedłożenia szeregu szczegółowych dokumentów, a w ostateczności zależy od indywidualnej decyzji lokalnego organu administracji samorządowej. Jeżeli decyzja ta jest negatywna, to istnieje możliwość odwołania do Samorządowego Kolegium Odwoławczego, a następnie do sądów administracyjnych jednak pomyślne rozwiązanie problemu może trwać wiele miesięcy lub nawet lat. Prawo budowlane jest niejasne i nigdzie nie wspomina wprost o systemach fotowoltaicznych czy kolektorach słonecznych. Można więc mieć wątpliwości, czy wystarczy jedynie zgłoszenie, czy konieczne jest pozwolenie na budowę. W praktyce instalacje kolektorów słonecznych często nie są nawet zgłaszane. 1. Zgłoszenie budowy 29 (tylko dla systemów wymagających zgłoszenia budowy), które powinno zawierać: określenie rodzaju, zakresu i sposobu wykonania przewidzianych do realizacji robót budowlanych oraz termin ich rozpoczęcia, oświadczenie o posiadanym prawie do dysponowania nieruchomością na cele budowlane, w zależności od potrzeb należy załączyć odpowiednie szkice lub rysunki dotyczące planowanej inwestycji. Ustawa nie wymaga, aby zostały one przygotowane przez osobę z uprawnieniami budowlanymi. Nie jest też potrzebny projekt budowlany. To, czy będzie trzeba dołączyć szkice lub rysunki, zależy od rodzaju przewidzianych do wykonania robót i uznania urzędnika przyjmującego zgłoszenie. Roboty można zacząć po złożeniu zgłoszenia oraz odczekaniu 30 dni 30. W przypadku braku uwag organu administracji w tym czasie przyjmuje się, że przyjął zgłoszenie. Mechanizm ten zmusza odczekanie 30 dni, bowiem organ administracji nie informuje wcześniej o stwierdzeniu poprawności zgłoszenia (dotyczy instalacji wymagających jedynie zgłoszenia budowy). Pozwolenie na budowę 31. Wniosek składa się do starostwa powiatowego. Urząd powinien wydać pozwolenie w ciągu miesiąca od złożenia wniosku, a w sytuacjach bardziej skomplikowanych termin może wydłużyć się do 65 dni32. Inwestor musi zatrudnić kierownika budowy i zawiadomić powiatowy inspektorat nadzoru budowlanego o planowanym terminie rozpoczęcia robót budowlanych. Składa się wniosek (na urzędowym formularzu lub własne pismo) z dołączonym pisemnym oświadczeniem kierownika budowy o przyjęciu obowiązku kierowania robotami oraz zaświadczeniem o przynależności do odpowiedniej izby samorządu zawodowego (to samo dotyczy inspektora nadzoru inwestorskiego). W inspektoracie powiatowym pobiera się również dziennik budowy (musi być ostemplowany); za jego prowadzenie odpowiada kierownik budowy. Roboty można rozpocząć po upływie 7 dni od złożenia wniosku. Projekt budowlany trzeba dołączyć do wniosku o pozwolenie na budowę. Składa się nań projekt architektoniczno-budowlany oraz projekt zagospodarowania terenu wraz z wymaganymi przez urząd załącznikami (np. ekspertyzą geotechniczną lub uzgodnieniem projektu w ZUD (Zakład Uzgadniania Dokumentacji)). Projekt budowlany musi być podpisany przez mającego odpowiednie uprawnienia projektanta, członka Izby Architektów. W czasie budowy należy przestrzegać wszelkich procedur, norm budowlanych i BHP przewidzianych przez Prawo budowlane. W przypadku systemów wymagających pozwolenia na budowę należy też prowadzić dziennik budowy oraz zatrudnić kierownika budowy (w praktyce funkcję tę pełni pracownik firmy instalującej 29 Art. 30 ust. 1 Prawa budowlanego. 30 Art. 71 Prawo budowlane. 31 Art. 32 ust. 1 Prawa budowlanego. 32 Art. 35 ust. 6 Prawa budowlanego. 18/30
19 system). Istnieje możliwość kontroli budowy przez inspektora z powiatowego inspektoratu nadzoru budowlanego. Wykonanie robót bez obowiązku zgłoszenia i uzyskania pozwolenia na budowę (art. 29a Prawa Budowlanego), który mógłby mieć zastosowanie w przypadku instalacji o niewielkich mocach (segment A). Zakończenie robót budowlanych zgłasza się w powiatowym inspektoracie nadzoru budowlanego (na urzędowym formularzu lub własne pismo). Do zgłoszenia należy dołączyć oświadczenie kierownika budowy o zgodności budowy z projektem i pozwoleniem oraz o uporządkowaniu terenu, dziennik budowy, wykonaną przez geodetę inwentaryzację powykonawczą oraz protokoły odbiorów instalacji elektrycznej. Jeżeli miejscowe władze uznają, że instalacja PV wymaga pozwolenia na budowę, to powoduje to dodatkowe obciążenie procedurami biurokratycznymi (dziennik budowy, zatrudnienie kierownika budowy, przygotowanie planu bezpieczeństwa i ochrony zdrowia na budowie, przygotowanie dokumentacji powykonawczej obiektu budowlanego, przygotowanie do odbioru itp.), wymaganymi przez Prawo budowlane, oraz znaczne zwiększenie kosztów realizacji projektu, gdyż należy zatrudnić dodatkowych pracowników, takich jak kierownik budowy, inspektor nadzoru itp. Propozycje dla przełamania bariery W przypadku inwestycji na terenie objętym miejscowym planem zagospodarowania przestrzennego, należy wyłączyć instalacje produkcyjne PV spod rygoru możliwości budowania ich wyłącznie na terenach przeznaczonych pod działalność produkcyjną. Ze swojej natury instalacje PV nie stanowią najmniejszej uciążliwości dla otoczenia, a ograniczenie możliwości sprzedaży wyprodukowanej przez nie energii drastycznie ogranicza możliwość wprowadzenia do sieci energii z OZE. Przy planowaniu wybudowania instalacji na terenie nieobjętym miejscowym planem zagospodarowania przestrzennego, należy od początku pamiętać, aby wskazać we wniosku o pozwolenie na budowę funkcję produkcyjną energii z OZE, bez względu na to, czy ma być to instalacja wolno stojąca, czy też system zainstalowany na dachu lub fasadzie budynku mieszkalnego bądź też usługowego. Ze względu na niejednoznaczność przepisów, należy rozważyć możliwość jasnego wyłączenia budowy naziemnych instalacji PV o mocy do 150 kw spod wymogu uzyskiwania pozwolenia na budowę i zastąpić je jedynie obowiązkiem zgłoszenia budowlanego. Należy rozszerzyć stosowanie art. 29a Prawa Budowlanego na instalacje PV instalowane na obiektach istniejących lub wolnostojące instalacje o niewielkich mocach np. segment A. 4.7 Bariera 7: Uzyskiwanie świadectw pochodzenia (zielonych certyfikatów) i obrót nimi Zgodnie z Prawem energetycznym, koncesja na wytwarzanie energii elektrycznej w OZE jedynie uprawnia do prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania energii elektrycznej w OZE i w konsekwencji do otrzymywania świadectw pochodzenia. Aby je uzyskać konieczne są dodatkowe procedury. Sposób wydawania świadectw pochodzenia jest określony w Prawie energetycznym. Jest on wyjątkowo skomplikowany i wymaga dużego nakładu pracy administracyjnej, nieadekwatnego do skali produkcji energii z PV oraz ewentualnych dochodów z tego tytułu. Więcej informacji znajduje się w opracowaniu poświęconym problemom pojawiającym się na szczeblu krajowym. 19/30
20 5 PODSUMOWANIE RAM PRAWNO-ADMINISTRACYJNYCH DOTYCZĄCYCH FOTOWOLTAIKI W POLSCE Wytwarzanie energii elektrycznej z PV zostało zaklasyfikowane we wszystkich regulacjach prawnoadministracyjnych na równi z innymi OZE. W ten sposób małe i średnie instalacje PV (a te mają największy potencjał rozwojowy) są traktowane na równi z wielkim farmami wiatrowymi, co nakłada na nie takie same obowiązki jak na dużych producentów energii. Zniechęca to inwestorów do budowy instalacji PV, które miałyby nadwyżkę mocy pozwalającą na odprowadzenie jej do sieci energetycznej. Nawet małe i średnie instalacje PV, które są budowane z myślą o odsprzedaży energii sprzedawcy z urzędu albo innemu podmiotowi zainteresowanemu zakupem energii, podlegają takim samym regulacjom jak inne inwestycje o charakterze produkcyjnym. W takim wypadku inwestor musi założyć działalność gospodarczą, a instalacja może być zrealizowana jedynie przy lub na obiekcie, który znajduje się na obszarze przewidzianym dla działalności produkcyjnej. Ogranicza to możliwość budowania instalacji komercyjnych na budynkach mieszkalnych lub usługowych. Uregulowania ustawowe, takie jak Prawo energetyczne, teoretycznie wspierają rozwój energetyki PV, ale ponieważ są nieprecyzyjne i nieostre, pozwalają na woluntarystyczną ich interpretację przez administrację lokalną oraz lokalnych operatorów sieci. W przypadku decyzji tych organów, które nie są satysfakcjonujące dla inwestora, istnieje ścieżka odwoławcza z udziałem: prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, sądów powszechnych, sądów administracyjnych oraz Sądu Najwyższego. Niestety, procedury te są wyjątkowo długotrwałe, a w tym czasie inwestor nie może rozpocząć inwestycji. Także już zainwestowane w przygotowanie inwestycji środki zostają zamrożone na długi, bliżej nieokreślony czas, co wyjątkowo negatywnie wpływa na opłacalność inwestycji. Specyfika instalacji PV nie jest uwzględniona w Prawie budowlanym, co pozostawia dowolność w interpretowaniu jego przepisów. Od decyzji urzędnika zależy, czy dana instalacja będzie wymagać pozwolenia na budowę czy też nie. Inwestor w praktyce nie wie, jak zostanie zakwalifikowana w tym względzie planowana instalacja PV, a to wpływa na czas przygotowania inwestycji oraz koszty jej prowadzenia. Jednakże podstawową sprawą dla rozwoju fotowoltaiki jest wprowadzenie taryfy stałej. Możliwości rozwoju rodzimego przemysłu fotowoltaicznego, mającego w dłuższej perspektywie potencjał na znaczące zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego kraju, są ograniczone przez brak rynku krajowego. Państwa Unii Europejskiej są największym rynkiem zbytu systemów fotowoltaicznych. Mając do niego pełny dostęp, Polska stoi przed szczególną szansą uczestnictwa w kształtowaniu na nowo przyszłości europejskiej energetyki oraz czerpania z tego ekonomicznych korzyści. Korzyści takich nie przyniesie zakup za granicą reaktorów jądrowych. Już teraz należy zadbać, aby za 20 lat Polska nie była jedynie importerem systemów fotowoltaicznych lub europejską montażownią modułów fotowoltaicznych dalekowschodnich korporacji. Wsparcie dla fotowoltaiki nabiera szczególnego znaczenia w kontekście wysiłków zmierzających do znaczącej redukcji emisji CO 2, do czego Polska jest zmuszona na podstawie międzynarodowych zobowiązań. Zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii w ogólnym bilansie energetycznym do wymaganego poziomu 15% będzie trudne do spełnienia jedynie przy zastosowaniu biomasy i farm wiatrowych. Ze względu na konieczność szybkiego tempa zmiany struktury zaopatrzenia w energię konieczne jest sięgnięcie po szerszy wachlarz technologii niż wyżej wspomniane. Instalacja niewielkich systemów fotowoltaicznych nie wymaga długotrwałych przygotowań, a ich zastosowanie na dużą skalę umożliwiłoby łatwe przyspieszenie przyrostu mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii. Ułatwieniem szybkiej instalacji dużej ilości systemów fotowoltaicznych jest jej niewielkie zapotrzebowanie na grunty, możliwość wykorzystania powierzchni dachowych, a co za tym idzie brak potrzeby przeprowadzania zmian w planach zagospodarowania przestrzennego oraz brak protestów ze strony osób mieszkających w pobliżu (technologia ta nie emituje hałasu, drgań ani nie wpływa na krajobraz, przeciwnie, dobrze wkomponowany w architekturę system jest ozdobą budynku). Ponadto posiadanie niewielkich, domowych systemów fotowoltaicznych wpłynęłoby znacząco na wzrost świadomości ekologicznej społeczeństwa. Systemy fotowoltaiczne sprawdzają się również jako źródło zasilania budynków publicznych, utrzymania łączności w sytuacjach kryzysowych czy w razie klęsk żywiołowych. Zastosowanie na dużą skalę modułów PV umożliwiłoby przyspieszenie przyrostu mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii. Z tego punktu widzenia fotowoltaika w Polsce (przy międzyokresowej realizacji celów wytyczonych przez UE) może okazać się szybką alternatywą zrealizowania mocy OZE, w przeciwieństwie do energetyki wiatrowej czy biomasy, w których proces inwestycyjny może trwać kilka lat. 20/30
BARIERY PRAWNO-ADMINISTRACYJNE W PROCESIE INWESTYCYJNYM SYSTEMÓW FOTOWOLTAICZNYCH W POLSCE Rekomendacje jak znieść bariery rozwoju fotowoltaiki na szczeblu krajowym Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki (Polish
Przyłączanie systemów PV z punktu widzenia polskiego OSD. Robert Stelmaszczyk Prezes Zarządu RWE Stoen Operator
Przyłączanie systemów PV z punktu widzenia polskiego OSD Robert Stelmaszczyk Prezes Zarządu RWE Stoen 06.06.2013 Przyłączanie systemów PV z punktu widzenia polskiego OSD może być przyjazne RWE Stoen Sp.z
www.maybatt.pl Studium przypadku: przyłączanie systemu PV do sieci z perspektywy dewelopera (inwestora)
www.maybatt.pl Studium przypadku: przyłączanie systemu PV do sieci z perspektywy dewelopera (inwestora) Jest wiele miejsc na terenie poszczególnych dystrybutorów, gdzie zasilanie jest słabe (długie ciągi