Perspektywy i bariery rozwoju fotowoltaiki w Polsce. Cz. I

Łączy ona kilka zalet. Jedną z nich jest decentralizacja. 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 jest łatwe do zintegrowania z całością systemu energetycznego.

 

Całkowita moc PV zainstalowana na świecie wynosiła 39 600 MW w 2010 r., co pozwala wyprodukować ok. 50 TWh energii elektrycznej na rok. Pomimo kryzysu ekonomicznego, wielkość mocy zainstalowanej PV wzrosła o 132% w 2010 r. w porównaniu z 2009 r. Według różnych prognoz, wartość ta osiągnie w 2030 r. od 912 do 1864 GW. Dla porównania proponowana moc dla Polski, wg „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”, wynosi zaledwie 0,032 GW.

Ten wzrost w 2010 r. zawdzięczamy głównie rozwojowi rynku niemieckiego, który niemal podwoił się w ciągu roku – z 3,8 GW w 2009 r. do 7,4 GW mocy zainstalowanej w 2010, co przełożyło się na skumulowaną moc rzędu 17,2 GW, a to stanowi 47% światowego rynku PV. W 2010 r. niemieckie systemy fotowoltaiczne wyprodukowały 12,3 TWh energii elektrycznej (3% całkowitej produkcji energii elektrycznej, a 3,5% udziału w niemieckim rynku energii odnawialnej). Przewidywane tempo wzrostu do 2020 r. podniesie tę wartość ponad trzykrotnie, aż do 39,5 TWh. Według planów rządu niemieckiego, w 2020 r. mają być zainstalowane 52 GW, co sprawia, że fotowoltaika, zaraz obok energii wiatrowej, jest najszybciej rozwijającą się branżą sektora energii odnawialnych.

W Niemczech w 2020 r. energia słońca będzie pokrywała 7% ogólnego zapotrzebowania na energię elektryczną. W tym samym czasie energia elektryczna wyprodukowana w elektrowniach jądrowych ma stanowić zaledwie 1% skonsumowanej energii. Przeczy to tezie, wg której energia jądrowa miałaby być jedyną alternatywą dla przemysłu energetycznego w perspektywie produkcji energii elektrycznej bez emisji CO₂. Dodatkowo taka dynamika rozwoju OZE spowoduje przede wszystkim znaczącą redukcję zużycia paliw kopalnych, takich jak węgiel kamienny, węgiel brunatny i gaz ziemny, na których niemiecka gospodarka jest w dużym stopniu oparta. W perspektywie 2020 r. w Niemczech spodziewany jest w dalszym ciągu szybki rozwój farm wiatrowych, zwłaszcza położonych na morzu i systemów fotowoltaicznych.

W 2010 r. niemiecki rynek fotowoltaiki był wart ponad 10 mld euro¹. Są to fundusze zainwestowane w najnowsze technologie, rynek produkcji ogniw fotowoltaicznych, modułów oraz firmy instalujące systemy fotowoltaiczne. Już obecnie w krajach, gdzie fotowoltaika jest dobrze rozwinięta, wywiera to zauważalny i pozytywny wpływ na gospodarkę. W 2010 r. przemysł fotowoltaiczny w Niemczech zatrudniał 60 tys. osób. Szacuje się, że do 2020 r. wygeneruje on ponad 2 mln¹ miejsc pracy na całym świecie (200 tys. w Unii Europejskiej) dla pracowników o różnych kwalifikacjach, poczynając od monterów systemów, aż po wysoko wykwalifikowanych specjalistów w dziedzinie półprzewodników w fabrykach modułów oraz ośrodkach BiR.

Wzrost produkcji elementów fotowoltaicznych w danym kraju prowadzi do rozwoju bardzo nowoczesnych technologii i infrastruktury. Obecnie rynek fotowoltaiki jest technologicznie bardzo dynamiczny, powstają dziesiątki firm działających na wszystkich etapach procesu produkcji systemów fotowoltaicznych. Ponad 90% rynku fotowoltaiki należy do technologii krzemowych, jednakże w nadchodzących latach coraz większą rolę odgrywać będą ogniwa cienkowarstwowe, osadzane na giętkich i lekkich podłożach. Wiele funduszy jest również inwestowanych w badania i rozwój (BiR) oraz firmy typu startup, mających na celu drastyczne obniżenie kosztów systemów fotowoltaicznych w celu osiągnięcia tzw. grid-parity, czyli stanu, w którym bez żadnego wsparcia cena energii z systemów fotowoltaicznych będzie porównywalna z ceną  energi elektrycznej wytwarzanej przy użyciu paliw kopalnych.

 

Niemiecki rynek fotowoltaiczny

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Źródło: Fraunhofer ISE, BSW-Solar

 

Źródło: Fraunhofer ISE, BSW-Solar

Niemiecki rynek fotowoltaiczny w 2010 r.

 

Wizja rozwoju niemieckiego przemysłu fotowoltaicznego² oparta jest na założeniu, że sektor ten może zagwarantować konkurencyjną, tanią, bezpieczną oraz czystą słoneczną energię elektryczną do 2020 r. Fotowoltaika będzie kluczowym filarem przejścia systemu energetycznego na czyste i niezależne wytwarzanie energii, oparte w 100% na OZE. Ograniczając emisję CO₂, rozwijający się sektor PV wnosi istotny wkład w walkę ze zmianą klimatu. Dodatkowo fotowoltaika ma decydujący wpływ na zabezpieczenie dostaw energii oraz ochronę zasobów naturalnych.

Potencjał fotowoltaiki 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 3 MW³, jednakże są to w większości instalacje niepodłączone do sieci energetycznej (głównie zasilanie znaków drogowych). Według Urzędu Regulacji Energetyki (URE), do 30 czerwca 2011 r. koncesje na produkcję i sprzedaż energii elektrycznej otrzymały cztery systemy o łącznej mocy 0,101 MW⁴. URE udzieliło również promesy koncesji dla 1 149 MW⁵. Dlatego też zawarte w dokumencie „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”⁶ założenie, że do 2020 r. nominalna moc instalacji PV w Polsce ma wynieść 2 MW, jest błędne. Utrzymanie takiego celu oznacza w praktyce stagnację w rozwoju PV w Polsce.

 

Rozwój wszystkich odnawialnych źródeł energii w Polsce jest oparty na wykorzystaniu 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, będąc długoterminową gwarancją opłacalności inwestycji (patrz ramka).

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, kilkukilowatowych systemów fotowoltaicznych na domach jednorodzinnych, gdyż wszelkie opłaty oraz wymagane składki na ubezpieczenie społeczne są wyższe niż przychód producenta energii.

Ale nawet, gdy istnieją dobre mechanizmy wsparcia oraz generalne uregulowania prawne, to i tak 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 i operatorów sieci – uniemożliwiają zrównoważony rozwój rynku PV, co może zagrozić osiągnięciu europejskich celów związanych z energią odnawialną. Dodatkowo systemy takie są traktowane niemalże tak samo jak wielkie projekty energetyczne. Zadania identyfikacji i usunięcia zbędnych barier administracyjnych, uproszczenia prawa oraz dostosowania go do przyłączania małych, rozproszonych systemów zasługują na najwyższy priorytet w odniesieniu do wszystkich odnawialnych źródeł energii, a nie tylko w przypadku farm wiatrowych na morzu, jak przewiduje lista zadań wykonawczych „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”.

 

Prawo energetyczne nakłada na operatorów systemu przesyłowego i dystrybucyjnego obowiązek przyłączenia instalacji OZE do sieci, jeżeli istnieją warunki techniczne i ekonomiczne do przyłączenia oraz zakupu całości zaoferowanej energii odnawialnej w nich wytworzonej. Jednakże w praktyce, ze względu na brak doświadczenia w tym zakresie, inwestor napotyka najczęściej na ich opór w trakcie realizacji tego uprawnienia. Pomimo istniejących prawnie form wsparcia OZE, 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 MW⁷. 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. Pokrywanie przez inwestora kosztów tego typu modernizacji jest nieuzasadnione, ponieważ to na przedsiębiorstwach energetycznych spoczywa obowiązek dbania o właściwy stan techniczny oraz rozwój sieci elektroenergetycznej⁷. W przypadku dużych źródeł OZE – o mocy powyżej 5 MW – opłaty za przyłączenie do sieci elektroenergetycznej w wynoszą jedynie 50% rzeczywistych kosztów przyłączenia.

 

W ustawach o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym⁸ oraz w Prawie budowlanym⁹ ściśle określone są funkcje, jakie musi spełniać zabudowa na terenie objętym miejscowym planem zagospodarowania przestrzennego. 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”. Wówczas, 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, od którego władze lokalne będą wymagały pozwolenia na budowę, musi przebrnąć przez szereg dodatkowych i uciążliwych procedur, związanych z dostarczeniem dokumentów, a w szczególności uzyskać decyzję o warunkach zabudowy (chyba że jej wydanie nie jest możliwe⁸).

 

Uzyskanie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej jest niezbędnym warunkiem otrzymywania świadectw pochodzenia oraz produkcji energii elektrycznej z OZE⁷, niezależnie od mocy instalacji wytwórczej. Koncesja wydawana jest dopiero po ukończeniu fizycznej budowy systemu.

Dodatkowo, koncesję wydaje się jedynie na rzecz przedsiębiorców¹⁰. 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.

Aby otrzymać koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej w OZE, konieczne jest założenie firmy (lub rozszerzenie profilu działalności dotychczasowej).

Skomplikowany system uzyskiwania pozwolenia na budowę, niejasne przepisy, 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, jakim podlega budowa 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 założyć w swojej kalkulacji.

 

Aby otrzymać zielony certyfikat, konieczne jest jednorazowe otworzenie konta na Towarowej Giełdzie Energii (TGE)^7,11, 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 efekcie producent energii z PV musi najpierw przebrnąć przez czasochłonne procedury biurokratyczne a następnie, w przypadku 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.

Prawo energetyczne oraz rozporządzenia wykonawcze do tej ustawy pozornie regulują w skali kraju to, co powinno być zrobione, aby wspierać rozwój energetyki z OZE. Jednak nie określają precyzyjnie, jak to ma być zrobione, co 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.

W celu zapewnienia 20% udziału energii odnawialnej w końcowym zużyciu energii w Europie do 2020 r. w dyrektywie Unii Europejskiej w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych¹² zawarto wyraźne przepisy dotyczące stworzenia odpowiednich warunków ramowych dla odnawialnych źródeł energii w Europie. W odniesieniu do procedur administracyjnych w zakresie planowania i zatwierdzania projektów OZE, artykuł 13 tej dyrektywy wymaga od państw członkowskich, żeby krajowe przepisy i regulacje były sprawiedliwe oraz 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.

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 związane z uzyskiwaniem pozwolenia na budowę powodują nadmierne wydłużenie procesu inwestycyjnego. 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.

 

1. EPIA: Solar Generation VI – 2011.

2. German Solar Industry Association (BSW-Solar), Directions for the Solar Economy: PV-Roadmap 2020. A study by Roland Berger Strategy Consultants and Prognos AG for the German Solar Industry Association. Berlin 2010. Dostępne na: http://en.solarwirtschaft.de/fileadmin/content_files/roadmap_kurz_engl.pdf.

3. Projekt PV-NMS-NET Programu Ramowego CIP Inteligenta Energia dla Europy. http://www.pv-nms.net.

4. http://www.ure.gov.pl/uremapoze/mapa.html.

5. www.ure.gov.pl.

6. Dokument przyjęty Uchwałą Rady Ministrów nr 202/2009 z 10 listopada 2009 r. w sprawie Polityki energetycznej Polski do 2030 roku.

7. Ustawa z 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (DzU z 4 czerwca 1997 r. nr 54, poz. 348).

8. Ustawa z 27 marca 2003 r. o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym (DzU z 2003 r. nr 80, poz. 717, z późn. zm.).

9. Ustawa z 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane (DzU z 2006 r. nr 156, poz. 1118. z późn. zm.).

10. Ustawa z 19 grudnia 2008 r. o zmianie ustawy o swobodzie działalności gospodarczej oraz o zmianie niektórych innych ustaw(DzU z 4 lutego 2009 r. nr 18, poz. 57).

11. Ustawa z 26 października 2000 r. o giełdach towarowych (DzU z 2010 r. nr 48, poz. 284, z późn. zm.).

12. Dyrektywa 2009/28/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z 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: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2009:140:0016:0062:PL:PDF.

dr inż. Stanisław M. Pietruszko

Polskie Towarzystwo Fotowoltaiki, Politechnika Warszawska