Nowe przepisy wprowadzają kilka potrzebnych uproszczeń i odpowiadają na część postulatów zgłaszanych przez branżę. Przede wszystkim pozwalają podnieść moce już istniejących instalacji nawet o 30% bez konieczności uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. Problem polega jednak na tym, że rozwiązuje to tylko niektóre trudności, pozostawiając bez zmian barierę w praktyce decydującą o możliwości modernizacji najstarszych farm wiatrowych.

To właśnie instalacje budowane kilkanaście, a często ponad dwadzieścia lat temu powinny być dziś naturalnymi kandydatami do repoweringu. Powstawały jednak w zupełnie innych realiach prawnych i planistycznych, przed wprowadzeniem obowiązujących dziś wymogów odległościowych. Oznacza to, że projekty, które z technicznego i ekonomicznego punktu widzenia najbardziej wymagają modernizacji, w dalszym ciągu nie będą mogły z niej skorzystać. Rozporządzenie tworzy zatem formalną ścieżkę repoweringu, ale nie rozwiązuje problemu farm, dla których repowering powinien być projektowany.

Co faktycznie zmienia rozporządzenie?

Zacznijmy od zmian, które należy ocenić pozytywnie – a takich jest kilka.

Po pierwsze, modernizacja zwiększająca moc instalacji o maksymalnie 30% może być realizowana bez konieczności uzyskania tzw. decyzji środowiskowej, o ile spełnione są określone warunki.

Po drugie, dopuszczono przesunięcie instalacji nawet o 150 m od istniejącej wieży. To rozwiązanie, którego we wcześniejszych projektach nie było, a które z punktu widzenia projektowania ma realne znaczenie. Umożliwia bowiem przygotowanie pozwolenia na budowę i wykonanie fundamentu w nowej lokalizacji jeszcze w trakcie pracy starej farmy, a następnie odłączenie starego urządzenia i podłączenie nowego. W optymistycznym scenariuszu skraca to przestój z dwóch czy trzech lat do około roku. Warto dodać, że limit 150 m jest dość ostrożny; 250 m dawałoby już komfort postawienia nowej wieży obok istniejącej bez kolizji.

Pozytywnie należy też ocenić pułap 30% liczony od mocy całego parku, a nie pojedynczej turbiny, oraz to, że wymóg zachowania odległości 250 m od lasu w praktyce nie stanowi bariery, ponieważ istniejące farmy są i tak zlokalizowane w większej odległości od terenów leśnych. To realne uproszczenia i warto je docenić; część z nich odpowiada zresztą na uwagi zgłaszane wcześniej przez branżę, w tym przez nasze środowisko.

Sedno problemu

Problem polega na tym, że rozporządzenie utrzymuje w mocy odległości wynikające z tzw. ustawy odległościowej, w tym minimalny dystans 700 m od zabudowy mieszkaniowej, weryfikowany na etapie pozwolenia na budowę. To właśnie najpoważniejsze ograniczenie, bo repowering ma sens przede wszystkim tam, gdzie stoją najstarsze turbiny, a więc parki powstałe, zanim zaczęła obowiązywać zasada 10h. Znaczna część z nich zlokalizowana jest bliżej niż 700 m od budynków mieszkalnych, a takie instalacje nie kwalifikują się do objęcia nowymi przepisami. W efekcie wiatraki, które teoretycznie najbardziej domagają się modernizacji, nigdy z tej ścieżki nie skorzystają.

Innymi słowy: rozporządzenie ułatwia modernizację wszędzie tam, gdzie i tak nie była ona szczególnie problematyczna, a nie pomaga inwestorom w tych lokalizacjach, w których modernizacja jest dziś de facto zablokowana. Dla istotnej części pracującej floty bilans jest więc zerowy – nic nie wnosi, ale też niczego nie psuje. Ten sam mechanizm widać zresztą w innych krajach: także w Niemczech repowering odbywa się w granicach obowiązującego prawa planistycznego i wymogów odległościowych, które różnią się w zależności od przepisów poszczególnych landów.

Rozwiązaniem idealnym byłoby dopuszczenie repoweringu w istniejących lokalizacjach z wyłączeniem reżimu odległościowego, ale to wymagałoby zmiany rangi ustawowej, a nie rozporządzenia.

Bariery, których rozporządzenie nie usuwa

Są też dwie kwestie drugiego rzędu, jednak równie istotne w praktyce. Pierwsza to miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego. Tam, gdzie plan wyznacza punktowo miejsce pod fundament, dopuszczone przesunięcie o 150 m i tak nie będzie możliwe do wykonania, bo… plan miejscowy na to nie pozwoli. W takich przypadkach modernizacja oznacza demontaż turbiny, rozbiórkę fundamentu i wylanie nowego w tym samym miejscu. A ponieważ nowe turbiny są większe, cięższe i wymagają głębszego palowania, stary fundament nie wytrzyma obciążeń nowej maszyny. Korzyść z przesunięcia lokalizacji pojawia się więc tylko tam, gdzie plan ma charakter obszarowy. W przypadku planów punktowych oznacza to powrót do kilkuletniej przerwy w produkcji.

Drugi problem to przyłączenie do sieci elektroenergetycznej. Rozporządzenie mówi o wzroście mocy o 30%, ale całkowicie pomija pytanie, czy operator sieci zgodzi się na taki wzrost mocy przyłączeniowej. W realiach krajowej sieci to wcale nie jest przesądzone. Można teoretycznie podnieść moc parku, ale jeśli warunki przyłączeniowe w danym punkcie pozostają bez zmian, dodatkowych megawatów i tak nie wprowadzimy do systemu. Wzrost mocy „na papierze” nie jest zatem tożsamy ze wzrostem mocy oddanej do sieci. Operator ocenia możliwości przyłączeniowe w konkretnym punkcie GPZ i to one, a nie zapis rozporządzenia, wyznaczają realny pułap. Dopuszczony prawem wzrost o 30% może zaistnieć dopiero wtedy, gdy operator udzieli zgody na zwiększenie mocy przyłączeniowej, a o tym nowe przepisy w ogóle nie mówią. To pokazuje, że repoweringu nie da się rozpatrywać w oderwaniu od kwestii sieciowych, a samo złagodzenie reżimu środowiskowego problemu nie rozwiązuje.

Uproszczenie „na papierze”?

Zniesienie obowiązku uzyskania decyzji środowiskowej dla projektów do 100 MW to realne uproszczenie. Warto jednak pamiętać, że dla tej kategorii przedsięwzięć oddziaływanie na środowisko pozostaje „potencjalnie znaczące”. Doświadczenie z praktyką organów każe zachować ostrożność: tam, gdzie pojawia się przesłanka ocenna, organ często znajduje podstawę, by mimo wszystko wymagać oceny.

Istnieje więc ryzyko, że część korzyści zostanie ograniczona na poziomie interpretacji konkretnych wniosków. Nie przekreśla to uproszczenia procedury administracyjnej, ale nakazuje patrzeć na nie z umiarkowanym optymizmem, dopóki nie potwierdzi go praktyka.

Kwestia czasu

Należy jednak pamiętać, że dla dużej części polskiej floty repowering to temat na przyszłą dekadę. Parki budowane po 2019 r., a tym bardziej po 2023 r., są jeszcze zbyt młode, by w ogóle rozważać ich modernizację – pracują dopiero kilka lat. Realnie modernizacja tych instalacji stanie się konieczna dopiero w okolicach lat czterdziestych, gdy zaczną dobiegać końca ich okresy eksploatacji. Co istotne, te nowsze parki powstawały już w czasie obowiązywania wymogów odległościowych, więc akurat one mają szansę w przyszłości z repoweringu skorzystać; w przeciwieństwie do najstarszych instalacji, które dziś najbardziej by tego potrzebowały. Rozporządzenie jest więc narzędziem, które w pełni zadziała dopiero za kilkanaście lat, i to pod warunkiem, że do tego czasu zniesione zostaną opisane wyżej bariery.

Repowering w obecnym kształcie to korekta potrzebna i co do zasady słuszna. Branża powinna docenić, że ustawodawca uwzględnił część jej postulatów. Nie można jednak twierdzić, że rozporządzenie odblokowuje modernizację lądowej energetyki wiatrowej w Polsce. Dopóki nietknięty pozostaje reżim odległościowy, kwestia przyłączenia nie jest zawarta w pakiecie uproszczeń, a plany miejscowe potrafią unieważnić nawet dopuszczone przesunięcie turbiny – realny efekt nowych przepisów dla istniejącej floty będzie ograniczony. To dobry pierwszy krok, ale nie rozwiązanie wszystkich problemów branży. Jako inwestor zamierzamy sprawdzić te przepisy w praktyce na konkretnym wniosku; w rozmowie z organem i operatorem. Chętnie podzielimy się z branżą tym, co z tego testu wyniknie, bo dopiero praktyka pokaże, ile w tym rozporządzeniu realnego ułatwienia, a ile samych dobrych intencji.

Małgorzata Szambelańczyk

Country Manager Poland, Eurowind Energy